Sociedade Anônima de Capital Aberto – Certificado GEMEC ...ri.cemig.com.br/relatorios_anuais/2010/ANEXO_Demonstraes_Finance... · em 2014 e das Olimpíadas de 2016. ... no mercado

Sociedade Anônima de Capital Aberto – Certificado GEMEC/RCA 200-75/109 – CNPJ nº 17.155.730/0001-64 – Av. Barbacena, 1.200 – 30123-970 - Belo Horizonte - MG

RELATÓRIO DA ADMINISTRAÇÃO 2010

Senhores acionistas,

A Cemig submete à apreciação de V.Sas. o Relatório da Administração em conjunto com as Demonstrações Contábeis e pareceres do Conselho Fiscal e dos Auditores Inde-pendentes referentes ao exercício fi ndo em 31 de dezembro de 2010.

MENSAGEM DA ADMINISTRAÇÃO

O ano de 2010 foi marcado pela consolidação de importantes avanços que a Companhia vem realizando nos últimos anos, dentro da sua visão de “Estar, em 2020, entre os dois maiores grupos de energia do Brasil em valor de mercado, com presença relevante nas Américas e líder mundial em sustentabilidade do setor”, liderando a consolidação do setor elétrico.

Neste contexto, as aquisições têm um papel fundamental: concluímos no 1º semestre de 2010 o processo de oferta pública de aquisição de ações em circulação da Taesa, com a aquisição de 24,42% das ações em posse dos acionistas minoritários, no valor de R$1 bilhão, elevando nossa participação para 56,69% do capital total da Empresa.

Outra aquisição importante concluída no ano foi o adicional de 13,03% no capital da Light – levando nossa participação na Companhia para 26,06%, distribuidora presente na segunda maior capital do País, Rio de Janeiro, e sede da próxima Copa do Mundo em 2014 e das Olimpíadas de 2016. Um investimento de R$749 milhões que consolida a posição da CEMIG como o maior grupo de distribuição de energia elétrica do Brasil, com mais de 10 milhões de consumidores atendidos nos Estados de Minas Gerais e Rio de Janeiro.

Ressaltamos o esforço da administração na agregação de valor nas novas aquisições, buscando sempre maximizar o retorno dos ativos através da melhoria na efi ciência opera-cional. Como exemplo, podemos destacar os resultados da Taesa, que com a nossa gestão vem apresentando de forma contínua melhores indicadores de efi ciência e rentabilidade.

Investimos continuamente para assegurar a qualidade e continuidade do fornecimento de eletricidade aos nossos clientes de Distribuição, com destaque para o Programa de Investimentos relativo ao 2º ciclo de revisão tarifária da Cemig Distribuição, no período de 2008 a 2013, em valor superior a R$3,2 bilhões de reais, com o objetivo de expansão e principalmente reforma e melhoria das atuais redes. Esses investimentos já se refl etiram na melhoria dos indicadores de qualidade e atendimento da Cemig Distribuição em 2010, representando uma melhor prestação de serviços para a população do Estado de Minas Gerais. Reforçando essa atuação, a Cemig Distribuição foi classifi cada como “Finalista” do Prêmio Nacional da Qualidade pela FNQ – Fundação Nacional da Qualidade.

A Cemig é a maior fornecedora de eletricidade para os consumidores livres no país, detendo uma fatia de mais de 20% deste mercado. A despeito de menores preços de energia no mercado brasileiro ao longo de 2010, os resultados consolidados foram positivamente infl uenciados pelas receitas de intermediação em contratos de compra e venda de energia, ratifi cando a condição da Cemig como a maior comercializadora para o mercado livre do Brasil.

Na atividade de Distribuição a efi ciência operacional é uma busca contínua da Compa-nhia. Temos o desafi o de reduzir os custos em um ambiente de demanda aquecida, que pressiona as despesas relacionadas a serviços prestados e de mão de obra contratada. Nesse cenário, implementamos planos de desligamento voluntário nos anos de 2009 e 2010 que nos permitiram reduzir o quadro de empregados em mais de 2 mil pessoas. Temos agora o desafi o de consolidar esses ganhos, com medidas operacionais e disci-plina fi nanceira para que, já em 2011, possamos obter na Light e, principalmente na Cemig Distribuição, resultados melhores que os de 2010, quando tivemos alguns custos não recorrentes referentes a acordo judicial com consumidores livres que impactaram o resultado.

Fechamos o ano de 2010 com um lucro de R$2,3 bilhões, o que representa o maior lucro nominal da história da Companhia. Da mesma forma, a geração de caixa, medida pelo Lajida, foi de R$ 4,5 bilhões, superior as projeções fi nanceira da Companhia divulgadas aos acionistas em nosso encontro anual, no mês de maio, em Belo Horizonte. Temos confi ança nas medidas em curso visando ao controle de custos e efi ciência operacional, numa busca permanente pela efi cácia de nossos processos que levarão à melhoria do resultado de nossas operações em 2011.

Nossa política de dividendos consubstanciada em nossos estatutos determina o paga-mento de dividendos equivalentes a um mínimo de 50% do lucro líquido, com divi-dendos adicionais a cada dois anos, se as condições de caixa assim o permitirem. Em 2010 pagamos dividendos extraordinários de R$900 milhões, que adicionados aos divi-dendos ordinários pagos, no valor de R$931 milhões, alcançaram o montante total de R$1,83 bilhão, representando R$2,81 por ação. Esse pagamento expressivo de divi-dendos, adicionado a valorização de nossas ações, representa um retorno total de 11,56% aos acionistas em 2010.

Em 2010 nossas ações tiveram um volume de negociações na BOVESPA superior aR$ 10 bilhões, o que faz das ações da Cemig, entre as do setor elétrico, a mais negociada no mercado de capitais brasileiro, sendo também a ação com maior liquidez entre as listadas na bolsa americana.

Fomos incluídos mais uma vez no Dow Jones Sustainability Index World - DJSI, completando 11 anos consecutivos de participação e motivo de orgulho para a Compa-nhia pelo reconhecimento internacional das nossas práticas de gestão sustentáveis nas suas dimensões econômica, social e ambiental.

Reafi rmando o posicionamento de empresa sustentável, a Cemig teve seu risco socioam-biental classifi cado novamente como Prime pela agência alemã Oekom Research e foi selecionada para compor o Índice de Sustentabilidade Empresarial – ISE/Bovespa pelo sexto ano consecutivo, do qual faz parte desde sua criação em 2005. A Cemig também foi selecionada no Índice de Carbono Efi ciente – ICO2 da BM&F Bovespa/BNDES correspondendo a 53,8% das ações das empresas do setor elétrico nesse Índice.

Em comemoração ao Ano Internacional da Biodiversidade eleito pelas Organizações da Nações Unidas – ONU, foi aprovada a Política de Biodiversidade da Cemig, elabo-rada com a participação de vários segmentos da sociedade envolvidos com o tema, formalizando os princípios que regem as ações da Empresa direcionadas à conservação da biodiversidade. Como prova do reconhecimento internacional pelos programas voltados á biodiversidade, a Cemig foi uma das cinco empresas brasileiras selecionadas para apresentar trabalhos na Convenção da ONU sobre Biodiversidade – COP10 em Nagoya, Japão.

Temos a expectativa de que a economia brasileira continue a crescer em 2011, em especial os investimentos em infraestrutura, dos quais as inversões em energia elétrica representam um dos principais componentes. Entendemos que a Cemig tem um papel relevante neste processo, como empresa de energia que atende a milhões de consumi-dores e parcela representativa dos grandes clientes industriais do Brasil, benefi ciando-se das oportunidades de novos projetos, que aliadas às operações de fusões e aquisições reforçarão nossa posição de liderança no processo de consolidação do Setor Elétrico Brasileiro.

Agradecemos aos nossos colaboradores pelo comprometimento e competência, como também a confi ança dos nossos mais de 100 mil acionistas, espalhados por todos os continentes e, em especial, ao nosso acionista controlador, o Governo de Minas Gerais. É a integração dos esforços de todos que faz da Cemig a melhor energia do Brasil.

CENÁRIO ECONÔMICO

O ano de 2010 foi marcado pelo acentuado crescimento econômico, deixando para trás os principais efeitos da crise fi nanceira iniciada em 2008. No que se refere à economia mundial, apesar da recuperação mais lenta nos Estados Unidos e Europa, a contribuição dos países emergentes do BRIC, Brasil, Rússia, Índia e China, foi crucial nesta recu-peração, com crescimento elevando e atração de investimentos dos capitais internacio-nais.

No Brasil, o aumento do consumo interno contribuiu signifi cativamente para a reto-mada do crescimento. O aumento da concessão do crédito fomentou o mercado, com destaque para a construção civil, um dos grandes responsáveis pelo aquecimento da economia em 2010.

O PIB brasileiro apresentou em 2010 um crescimento expressivo de 7,5%. Para o ano de 2011, as estimativas apontam para um crescimento próximo a 4%. O mercado de trabalho continuará aquecido, assim como os investimentos. Teremos um cenário externo mais favorável para o saldo da balança comercial, com alta nos preços das commodities e a retomada do crescimento das grandes economias, o que infl uenciará diretamente nas exportações brasileiras. Para o mercado de energia elétrica os impactos serão positivos com refl exos diretos no aumento no consumo. Investimentos serão necessários, princi-palmente no mercado de geração, para suportar o iminente crescimento da demanda.

As oportunidades de crescimento na economia brasileira para 2011 também serão forte-mente impactadas, pelos investimentos nas reservas petrolíferas do Pré-Sal e pelas necessidades de investimentos na preparação da infraestrutura para a copa do mundo em 2014 e das olimpíadas em 2016, que contribuirão com a geração de novos empregos, com refl exos diretos no poder de compra e aquecimento da economia.

A CEMIG

A Cemig é uma empresa mista de capital aberto, controlada pelo Governo de Minas Gerais e suas ações são negociadas nas bolsas de São Paulo, Nova Iorque e Madri (Latibex) e seu valor de mercado em 2010 foi de aproximadamente R$ 18 bilhões. Suas ações constam há onze anos no Índice Dow Jones de Sustentabilidade. Em 2010, foi a única empresa do setor na América Latina escolhida pelo Dow Jones Sustainability Index mantendo-se como a única empresa do setor elétrico da América Latina a fazer parte na seleta lista de empresas do DJSI World desde a sua criação em 1999.

A Cemig é hoje a maior empresa integrada do setor de energia elétrica, sendo o terceiro maior grupo gerador, com um parque gerador formado por 67 usinas hidrelétricas, térmicas e eólicas, com uma capacidade instalada de 6.896 GW, terceiro maior grupo transmissor com 8.768 km de linha, presença em 20 estados do Brasil e no Chile e o maior grupo distribuidor, sendo responsável por aproximadamente 12% do mercado nacional, nos estados de Minas Gerais e Rio de Janeiro, através da sua controlada inte-gral Cemig Distribuição S.A e da controlada em conjunto Light.

O Grupo Cemig é Constituído por 58 empresas e 10 consórcios e é controlado por uma holding (“Cemig”), com ativos e negócios em 20 estados brasileiros e no distrito federal e também no Chile. Possui, também, investimentos em distribuição de gás natural, transmissão de dados e provimento de soluções energéticas.

A Empresa possui ampla experiência no projeto e construção de instalações elétricas, desde pequenas unidades solares para atendimento aos consumidores das localidades remotas até grandes usinas. Esta experiência fez com que investidores se juntassem a ela para o desenvolvimento de novos projetos de geração, acelerando assim a expansão da capacidade existente para permitir o atendimento da demanda de eletricidade.

Estrutura Societária

A Cemig está em pleno processo de expansão no Brasil e no exterior. Sua estrutura societária no ano de 2010 apresenta a seguinte composição:

Atuação Geográfi ca

Conforme pode ser observado no mapa abaixo, a Cemig atua em várias regiões do País, com uma maior concentração na Região Sudeste. Observa-se também sua atuação fora doPaís com a LT Charrúa – Nueva Temuco, no Chile, que começou a operar no ano de 2010.

g , ç g ç,perar no ano de 20010.

PB

CERN

PE

SEBA

DFGO

PI

MA

AM

AC

RO

RR

AP

MT

MS

SPPR

RS

SC

RJ

ES

MG

TOAL

PA

Chile

Brasil

Clientes Livres

Compra de Energia

Distribuição de gás natural

Distribuição de energia

Geração (em construção)

Energia EólicaTransmissão

Transmissão (em construção)

Geração

Serviços de Telecomunicações

EMPRESAS E CONSÓRCIOS DO GRUPO CEMIG

58 EMPRESAS10 CONSÓRCIOS

Fonte: Superintendência de Getão de Participações - GP

(1) Empresas de Transmissão(2) Empresas de Distribuição(3) Empresas de Geração(4) Empresas Eólicas(5) Consórcios de Geração(6) Sem Fins Lucrativos(7) Distribuição de Gás(8) Telecomunicações(9) Comercialização(10) Holding(11) Serviços

Legenda

(10) Light S.A.26,06%

(10) Parati S.A.49%

(5) ConsórcioPCH Lajes

49%

(5) ConsórcioUHE Itaocara

49%

(3) Light Energia S.A. 100%

(3) Hidrelétrica Cachoeirão S.A.

49%

(3) Usina TérmicaIpatinga S.A.

100%

(3) HorizontesEnergia S.A.

100%

(3) Usina Termelétrica

Barreiro S.A. 100%

(1) Transchile Charrúa

Transmisión S.A.49%

(1) Cia. Transudestede Transmissão

24%

(1) Cia. de Transmissão Centroeste de Minas 51%

(1) Cia. Transirapé de Transmissão

24,50%

(1) Cia. TranslesteTransmissão 25%

(7) Cia. de Gás de Minas Gerais

55,20%

(11) Axxion Solu-ções Tecnológicas S.A. Light 51%

Cemig 49%

(6) Centro de Gestão Estratégica

de Tecnologia 100%

(11) E cientia S.A. 100%

(11) CEMIG Serviços S.A.

100%

(11) Ativas Data Center S.A.

49%

(1) Empresa Santos Dumont de Energia S.A.

80%

(8) CEMIG Telecomunicações

S.A. 99,99%

(9) CEMIG Trading S.A.

100%

(3) Central Termelé-trica de Cogeração

S.A. 100%(3) Central Hidre-létrica Pai Joaquim

S.A. 100%(3) CEMIG Capim

Branco Energia S.A.100%

(11) Consórcio Indra - CEMIG

49%

(3) CEMIG PCH S.A.

100%

(3) Sá Carvalho S.A. 100%

(3) Rosal Energia S.A. 100%

(3) CEMIG Geração e Transmissão S.A.

100%

(10) CIA. ENERGÉTICA DE MINAS GERAIS

(3) Guanhães Energia S.A.

49%

(3) Madeira Energia S.A.

10%

(3) Santo AntônioEnergia S.A.

100%

(3) HidrelétricaPipoca S.A.

49%

(3) BaguariEnergia S.A.

69,39%

(3) CEMIG BaguariEnergia S.A.

100%

(1) Brasnorte Transmissora

de Energia S.A.38,67%

(1) ETAU - Empresa de Trans-

missão do Alto Uruguai S.A.

52,58%

(1) Empresa Amazo-nense de Transmissão

de Energia S.A.CV: 49, 98% CT: 38,50%

(1) Empresa Paraen-se de Transmissão

de Energia S.A CV: 49, 98% CT: 41,96%

(1) STC - Sistema de Transmissão

Catarinense S.A.80%

(1) LUMITRANS Companhia

Transmissora de Energia Elétrica

80%

(1) Empresa Nortede Transmissão de

Energia S.A. 49,99%

(1) Empresa Regio-nal de Transmissão

de Energia S.A.49,99%

(1) Empresa Cata-rinense de Transmis-são de Energia S.A.

19,09%

(3) Lighthidro S.A.100%

(3) ItaocaraEnergia S.A

100%

(2) CEMIGDistribuição S.A.

100%

(11) Light Esco Prest. Serviços S.A. 100%

(2) Light Serviços de Eletricidade S.A.

100%

(5) ConsórcioUHE Baguari

49%

(4) Central Eólica Volta do rio S.A.

49%

(4) Central Eólica Praia do Morgado

S.A. 49%

(4) Central Eólica Praias de Parajuru

S.A. 49%

(5) Consórcio AHE Queimado

82,50%

(5) Consórcio Capim Branco

Energia 21,05%

(5) Consórcio AHE Porto Estrela

33,33%

(5) Consórcio da Usina Hidrelétrica de Igarapa 14,50%

(5) Consórcio AHE Funil 49%

(5) Consórcio da Usina Hidrelétrica de Aimorés 49%

(9) LightcomComercializadora de Energia S.A. 100%

(6) Instituto Light de Desenvolvim. Social

e Urbano 100%

(11) EBL Companhia de E ciência Energética

S.A. 33%

(3) Lightger S.A.51% 49%

Posição 03 de Janeiro de 2011CV= Capital Volante CT= Capital Total

(1) Empresa brasileira de Trans-missão de Energia

S.A. 49%

(1) Transmissora Aliança de Energia

Elétrica S.A. CV: 48%

CT: 56,69%



Governança Corporativa

Nosso Conselho de Administração é composto de 14 membros, indicados pelos acio-nistas. Todos os conselheiros têm mandato de 3 (três) anos, podendo ser reconduzidos após o término do mandato. Em 2010, foram realizadas 27 reuniões para deliberação sobre diversos assuntos, desde planejamento estratégico até projetos de investimentos.

O Conselho Fiscal é permanente e constituído de 5 membros, indicados pelos acionistas e que atendem aos requisitos de independência conforme práticas internacionais. O Conselho Fiscal, tal como constituído, atende aos requisitos de isenção da constituição de um comitê de auditoria em conformidade ao Securities Act e Lei Sarbanes-Oxley. Em 2010 foram realizadas 11 reuniões do Conselho Fiscal.

Além disso, existe, atualmente, uma estrutura interna de 23 comitês, composta de execu-tivos de diversas áreas da Empresa, para suportar a tomada de decisões estratégicas da Diretoria Executiva e do Conselho de Administração a partir do suporte de critérios técnicos.

Valor da Marca CEMIG

A força da Marca Cemig vem crescendo a cada ano e pode ser percebida no relaciona-mento com clientes, acionistas, formadores de opinião (tais como mídia especializada, ambientalistas, ONGs, parceiros, prefeituras), investidores e empregados.

O seu valor econômico foi calculado pelo método baseado no Uso Econômico, a fi m de conhecer o valor futuro do fl uxo de lucro gerado por ela em função do pacto feito com clientes e demais stakeholders, sendo o cálculo baseado no valor descontado dos lucros futuros atribuídos à marca, segregando-se entre o lucro atribuído aos ativos tangíveis e intangíveis.

A determinação da contribuição da marca ao negócio vem sendo realizada, desde 2007, a partir de uma pesquisa quantitativa com os públicos, avaliando o desempenho da Marca Cemig nos seguintes direcionadores de valor: Credibilidade, Confi ança & Solidez da Empresa, Inovação e Tecnologia, Ética e Transparência, Qualidade, Práticas de Gestão, Desenvolvimentista, Imagem, Tarifa/Condições de Contrato, Suporte Técnico/Atendi-mento, Responsabilidade Socioambiental, Associação com o Estado.

O valor da Marca Cemig, em 2010, considerando-se a visão dos acionistas nos negócios de geração & transmissão e distribuição, é demonstrado no gráfi co a seguir.

Valor da Marca CEMIG - Cenário dos acionistas - R$ milhões

1.503

2010 2009 2008 2007

1.297 1.340

890

NOSSOS NEGÓCIOS

Geração

Desde a sua criação, a Cemig sempre demonstrou vocação para a geração de energia elétrica, através de hidrelétricas. Com grandes obras e imensos desafi os, a Empresa marcou a história dos grandes empreendimentos pela sua engenharia e porte das usinas que construiu. Minas Gerais também contribui para essa vocação com seu vasto poten-cial hidráulico natural.

Pequenas, médias ou grandes usinas, gerada pela força da água, do calor ou dos ventos, são 6.896 MW de capacidade instalada, que colocam o Grupo Cemig em terceiro lugar entre as maiores geradoras do País.

Por meio de suas controladas e coligadas de geração, a Cemig possui, em operação, 65 usinas, sendo 58 hidrelétricas, 3 termelétricas e 4 eólicas.

O mapa a seguir mostra a localização das usinas de geração de energia elétrica em operação da Cemig.

Transmissão

A transmissão cresceu no Brasil signifi cativamente nos últimos anos, permitindo a otimização energética, além de minimizar as restrições no atendimento ao mercado brasileiro e o risco de racionamento em função da não interligação do sistema nacional. A previsão do mercado para os próximos anos é de crescimento ainda mais acelerado, com a complementação da integração dos grandes projetos de geração no Norte do País ao sistema interligado nacional.

O ambiente de competição e a expansão do sistema com leilões de linhas trouxe um novo olhar para o setor de transmissão. A Cemig seguiu a tendência do mercado, buscando oportunidades de crescimento com agregação de valor, através da participação em empresas transmissoras, merecendo destaque a aquisição em 2009 de participação na Taesa e aumento de participação na TBE e também na Taesa em 2010.

A Cemig opera, através de suas controladas e coligadas de transmissão de energia elétrica, uma rede de transmissão, em 2010, de 8.678 km (7.506 em 2009), sendo o 3º maior grupo de transmissão de energia do País, presente em 13 estados no Brasil e no Chile.

Distribuição

Somos o maior grupo de distribuição de energia do País, com papel de destaque em Minas Gerais e Rio de Janeiro através da Cemig Distribuição e Light, atendendo a mais de 10 milhões de consumidores.

A Cemig Distribuição S.A. é a maior empresa distribuidora da América Latina, com 457.463 km de redes de distribuição (97.901 em área urbana e 359.562 de redes rurais) e 17.096 km de linhas de subtransmissão de alta e média tensão, com 7,1 milhões de consumidores.

A Cemig Distribuição possui ainda o maior índice de atendimento a consumidores de baixa renda do Brasil. Do total de consumidores da classe residencial faturados em 2010, 39,8% estavam representados por consumidores de baixa renda, correspondente a aproximadamente 2,3 milhões de consumidores.

Nossa controlada em conjunto Light S/A, atua na distribuição de energia elétrica por meio da Light Serviços de Eletricidades S.A., são aproximadamente 4,1 milhões de consumidores atendidos em uma área de 10.970 km2 do Estado do Rio de Janeiro, servindo cerca de 11 milhões de pessoas, de um total de 16,0 milhões de habitantes.

A Light divide sua área de concessão em três regiões: Metropolitana, Grande Rio e Vale do Paraíba, com o objetivo de tornar o atendimento mais efi caz e estar próxima do cliente.

Outros Negócios

Embora nosso principal negócio seja a geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, dedicamo-nos também ao negócio de distribuição de gás natural em Minas Gerais por intermédio da Gasmig, nossa controlada. Ademais, atuamos no setor de tele-comunicações por meio de nossa controlada Cemig Telecom (antiga Infovias), empresa criada para fi ns de prestação de serviços de rede de fi bra óptica e de cabos coaxiais insta-lada ao longo de nossa rede de transmissão e distribuição por meio das quais serviços de telecomunicações podem ser prestados.

NOSSA ESTRATÉGIA

O planejamento estratégico é pautado no Plano Diretor previsto para o período 2005/2035. Em 2009, a Cemig defi niu uma nova visão que é “Estar, em 2020, entre os dois maiores grupos de energia do Brasil em valor de mercado, com presença relevante nas Américas e líder mundial em sustentabilidade do setor”.

A Cemig mantém o foco em ampliar sua participação no mercado de energia elétrica e gás no território nacional, dentro dos limites regulatórios e incrementar o processo de internacionalização.

A empresa busca a geração de valor para seus acionistas e a sociedade, com responsabi-lidade social e ambiental. Além disso, possui uma política consistente de distribuição de dividendos, defi nida pelo Plano Diretor e seu portfólio equilibrado de negócios permite uma adequada gestão de riscos empresariais.

Assim, a Cemig quer ser referência de crescimento no setor elétrico, buscando constan-temente as oportunidades de aquisição de novos ativos, o aumento da participação nos leilões da expansão de geração e de transmissão e a efi ciência operacional dos ativos.

DESEMPENHO DE NOSSOS NEGÓCIOS

Comercialização de Energia Elétrica

Leilões de Energia Elétrica

A Cemig D participou de três leilões do Ambiente de Contratação Regulada, promo-vidos pela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, com período de forneci-mento compreendido entre 2015 e 2044, onde foram comprados pela empresa:

Belo Monte ........................... 432,72 77,97Leilão A-5 – 1º Semestre ..... 46,78 99,48Leilão A-5 – 2º Semestre ..... 135,82 67,31

Leilão Montante (MW médios) Preço médio (R$/MWh)

A Cemig GT promoveu no ano de 2010 um total 77 leilões, entre compras e vendas de energia, comercializando um volume de 96.894 GWh e participou de um total de 55 leilões de compra e venda de terceiros, comercializando um volume de 70.799 GWh. Desta maneira a empresa comercializou um volume total de 167.693 GWh.

(Não auditado pelos auditores independentes)

Próprio – Curto Prazo ......................................................................... 322Próprio – Longo Prazo ........................................................................ 96.572Total Próprio ..................................................................................... 96.894

Terceiros – Curto Prazo ...................................................................... 881Terceiros – Longo Prazo ..................................................................... 69.918Total Terceiros ................................................................................... 70.799Total Geral ......................................................................................... 167.693

Energia (GWh)

A estratégia de atuação da Cemig GT nos leilões de energia do Ambiente de Contra-tação Livre está embasada por premissas estabelecidas pela Companhia, como uma curva de preços futuros aprovada e pelo Balanço Estrutural de Energia, o qual defi ne a disponibilidade a ser direcionada para os agentes deste mercado.

Todas as operações são analisadas considerando as melhores práticas de governança corporativa e devem agregar valor aos resultados projetados, maximizando a receita e o lucro líquido além de minimizar a volatilidade do fl uxo de caixa operacional.

Mercado de Energia

Mercado Cemig – Participação por Empresa

Fornecimento de Energia Elétrica

O detalhamento do mercado da Cemig e a sua evolução nos últimos anos são apresen-tados a seguir.

Venda de Energia – GWh

Classe 2006 2007 2008 2009 2010Relação % 2010

Var. % 2010/2009

Industrial ............ 23.973 24.686 26.681 22.638 24.826 37,47 9,67 Residencial ......... 7.430 8.649 9.011 9.744 9.944 15,01 2,05 Comercial ........... 4.439 5.549 5.886 6.197 6.227 9,40 0,48 Rural ................... 1.942 2.212 2.308 2.221 2.467 3,72 11,08 Outros ................. 2.970 3.507 3.575 3.635 3.663 5,53 0,77 Total Vendido a Consumidores Finais ............... 40.754 44.603 47.461 44.435 47.127 71,14 6,06 Suprimento (1) ... 11.472 13.236 12.249 16.402 18.982 28,65 15,73 Consumo próprio .............. 37 53 52 51 53 0,08 3,92 Vendas no PROINFA ......... − − − 20 85 0,13 325,00 Total ................... 52.263 57.892 59.762 60.908 66.247 100,00 8,77

Três MariasParaúna Tronqueiras

Machado MineiroPandeiros

Queimado

Morro do Camelinho

UTE garapéCajurú

Gafanhoto

FunilItutinga

Camargos PiauPaciência

MarmelosJoasal

Salto do ParaopebaRio de Pedras

Peti Bom Jesus do GalhoSumidouro

Sá CarvalhoUTE Barreiro

Dona RitaPorto Estrela

UET IpatingaPipoca

Aimorés

Poquim

Irapé

Santa Marta

Lages

Capim Branco

Santa Luzia EmborcaçãoPissarrão

Capim Branco IISão Simão

Salto MoraisMartins Miranda

Nova Ponte Pai JoaquimIgarapava

Volta Grande Jaguara

Poço FundoXicão

Jacutinga

São BernardoLuiz Dias

Anil

BaguariCachoeirão

ESPÍRITO SANTO

RIO DE JANEIRO

SANTA CATARINA

CEARÁ

MINAS GERAIS

Salto VoltãoSalto do Passo Velho

Parque Eólico de Praias de Parajuru

Hidro CemigEólica

Hidro Consórcio

Térmica CemigHidro Controlada

Térmica Controlada

NorteMontes Claros

TriânguloUberlândia

LesteGov. Valadares

MantiqueiraJuiz de Fora

Sul Varginha

OesteDivinópolis Centro

Belo Horizonte



Em dezembro de 2010, foram faturados 11,14 milhões de clientes, com cresci-mento de 2,8%, em relação a dezembro de 2009. Deste total, a Cemig D atende 7,06 milhões, com crescimento de 3,4%, a Light atende 4,07 milhões, com cres-cimento de 1,9%, e a Cemig GT e empresas Controladas e Coligadas tem 287 clientes, com crescimento de 30,5%.

O desempenho das principais classes de consumo está descrito a seguir:

Residencial: O consumo residencial manteve-se em crescimento por todos os meses de 2010, em relação aos anos anteriores. O consumo de energia desta classe está associado à ligação de novas unidades consumidoras e ao aumento do consumo fi nal das famílias, em função das condições favoráveis da economia.

Industrial: A energia consumida pelos clientes cativos e livres representa a maior parte da energia distribuída.

O comportamento desse mercado no Estado de Minas Gerais decorre da expansão da atividade industrial, associada a:(i) crescimento das exportações em termos de volume e de valor monetário, este

em virtude da elevação dos preços internacionais de matérias primas industriais (minério de ferro, níquel e ouro), de produtos agrícolas (café, açúcar e carne) e matérias primas semimanufaturadas;

(ii) crescimento dos setores contemplados pela política governamental baseada em incentivos de isenção tributária, e

(iii) expansão da produção de itens voltados para atendimento à demanda interna em atividades produtivas e consumo fi nal;

A atividade Extrativa Mineral, que utiliza 15,2% da energia da classe industrial, apre-sentou crescimento de 28,8%. Todos os ramos da Indústria de Transformação, com exceção de Celulose e Papel e de Fumo, apresentaram expansão de consumo, com destaque para Ferroligas (44,5%), Químico (28,4%), Mecânico (23,3%), Material de Transporte (18,6%), Não Ferrosos (18,2%) e Siderurgia (16,5%).

Comercial:

No Estado de Minas Gerais, os ramos da classe comercial e de serviços mais represen-tativos apresentaram as seguintes taxas de crescimento de consumo no ano de 2010: Comércio Varejista (6,4%), Serviços de Alojamento e Alimentação (1,9%), Comércio Atacadista (9,7%), Serviços de Comunicação (0,2%), Serviços de Saúde (4,4%) e Serviços de Administração de Bens, Loteamento e Incorporação de Bens Imóveis (13,2%).

Rural:

Esta classe apresentou crescimento de 11,1% no consumo faturado no ano de 2010 em relação a 2009, relacionado com a ligação de 42.636 novas unidades consumidores e com o aumento da demanda de irrigação em função de baixos índices pluviométricos e de temperaturas acima da média em Minas Gerais durante o ano.

Demais Classes:

As demais classes – Poder Público, Iluminação Pública, Serviço Público e Consumo Próprio, com 7,8% da energia distribuída, consumiram 3.663 GWh e, em conjunto, cresceram 0,8% no ano de 2010, frente a 2009.

Reajuste/revisão tarifária das distribuidoras e transmissoras

Reajuste Tarifário da Cemig Distribuição.

A ANEEL procedeu ao reajuste das tarifas de fornecimento e Tusd – tarifa de uso do sistema de distribuição - da Cemig d para o período de abril de 2010 a março de 2011, com impactos diferenciados por nível de tensão, cujo impacto médio foi um aumento de 1,67% a partir de 8 de abril de 2010.

O resultado do reajuste tarifário anual já incorpora o impacto dos aprimoramentos dos procedimentos de cálculo dos reajustes tarifários implementados por meio da assina-tura do Terceiro Termo Aditivo aos Contratos de Concessão. Este Termo assegura a neutralidade dos itens de custo não-gerenciáveis da Parcela A em relação aos encargos setoriais.

Reajuste tarifário da Light SESA

Em 03 de novembro de 2010 a ANEEL aprovou o valor defi nitivo para o Reajuste Tarifário da Light SESA. O resultado homologado pela ANEEL considera um Reajuste Tarifário de 6,99%, constituído de dois componentes: o estrutural, de 8,31%; e o fi nan-ceiro, que vigorará até outubro de 2011, negativo em 1,33%. Considerando a retirada do componente fi nanceiro presente nas tarifas vigentes da Light, de 4,77%, a proposta representa um aumento tarifário médio aos consumidores fi nais de 2,20%.

Revisão tarifária da Cemig GT

Primeira Revisão Tarifária

A primeira Revisão Tarifária da Transmissão – RTP, para toda a base de ativos de trans-missão da Cemig GT, foi aprovada pela Diretoria da ANEEL, em 17 de junho de 2009, na qual a Agência fi xou o reposicionamento da Receita Anual Permitida (RAP) da Companhia em 5,35%, retroativo a 2005.

Em 01 de junho de 2010, a ANEEL concedeu e deu provimento parcial ao Recurso Administrativo, interposto pela Cemig GT, com alteração no reposicionamento da sua primeira RTP de 5,35% para 6,96%.

Segunda Revisão Tarifária

Em 8 de junho de 2010, a ANEEL homologou o resultado da segunda Revisão Tari-fária da Transmissão – RTP da Cemig GT, que fi xou o reposicionamento tarifário da Receita Anual Permitida (RAP) em -15,88%, retroativo a junho de 2009. Dessa forma, foi apurado um ressarcimento de R$ 75.568 mil aos usuários do sistema de transmissão e será devolvido no ciclo tarifário de julho de 2010 a junho de 2011.

Proteção da Receita - Gestão das Perdas

Atualmente, as perdas não técnicas da Cemig Distribuição encontram-se em torno de 2,24% do montante de energia injetada no sistema de distribuição, estando abaixo do valor referencial estabelecido pela Aneel na Revisão Tarifária da Cemig e bem abaixo da média nacional, que situa-se em torno de 5,8%.

Apesar do grande aumento das perdas não técnicas após o racionamento de energia ocor-rido em 2001, este percentual estabilizou-se na Cemig nos últimos 3 anos. Estima-se que os resultados da cobrança retroativa de consumo de energia durante o período de irregularidades totalizarão 190 GWh em 2010, possibilitando a recuperação de mais de R$ 66 milhões.

Já o incremento do consumo de energia, que ocorre após a regularização das instalações que apresentavam perdas, deverá totalizar 100 GWh em 2010, ou aproximadamenteR$ 35 milhões.

Também, a receita adicional proveniente das atividades de gestão das perdas não técnicas em 2010, considerando ainda a cobrança de custo administrativo das irregularidades e

os danos provocados em equipamentos de medição será de aproximadamente R$ 118 milhões.

Em 2010, visando melhorar ainda mais a capacidade de reação da empresa à prática de irregularidades e às perdas de energia, foram implementadas várias ações relacionadas a aprimoramento da ferramenta para seleção de alvos de inspeção no Sistema de Gestão de Clientes (SGC/SAP), aumento da produtividade no processo de cobrança de consumo irregular, blindagem da receita dos consumidores de médio e grande porte, com a subs-tituição de aproximadamente 80.000 medidores obsoletos e medição de alimentadores de média tensão e outros.

Qualidade no fornecimento

Indicadores de qualidade no fornecimento de energia elétrica (DEC e FEC) da Cemig Distribuição:

2009............................. 14,10 6,76 17,30 7,932010............................. 13,08 6,59 15,23 7,40Redução ....................... (7,2%) (20,5%) (12,0%) (6,7%)

AnoCom expurgo Sem expurgo

DEC FEC DEC FEC

Cerca de 54% das interrupções sustentadas de energia em 2010 tiveram origem em causas externas ao sistema (fenômenos naturais e meio ambiente), 31% de origem interna (falhas de equipamentos, falha humana, erros de manobra, etc.) e 15% foram interrupções programadas. Dentre as principais causas externas, a descarga atmosférica contribuiu com 27%, o contato de pássaros e animais na rede com 10% e a arborização com 8% do total.

A melhoria dos indicadores de qualidade é conseqüência do maior investimento da Companhia em manutenção preventiva e reforma de redes. Para 2011 estão previstos também investimentos signifi cativos que possam auxiliar na redução do número de interrupções não programadas, melhorando a qualidade do fornecimento de energia elétrica.

Outra ação importante é a alteração do patamar tecnológico, com investimentos siste-máticos em automação do sistema elétrico, o que permitirá o restabelecimento automá-tico e remoto do fornecimento de energia após a ocorrência de interrupções.

Política de atendimento

Dando prosseguimento ás ações para efetivação de seu Plano Estratégico, a Cemig Distribuição tem consolidado um conjunto de Práticas de Relacionamento Comercial com seus clientes alicerçado, principalmente, na qualidade de seus produtos e serviços, na preservação da credibilidade e presença junto aos clientes, aos acionistas e à socie-dade e na força de sua marca e em sua participação efetiva no desenvolvimento sócio-econômico em toda a sua área de atuação.

Nesse sentido, além dos canais já existentes, tais como Fale com a Cemig D; Agências de Atendimento; Agentes de Relacionamento, Agência Virtual e Postos de Atendimento Simplifi cado (PAS), a Cemig vem trabalhando fortemente no estreitamento do relacio-namento com os clientes através:

• Implantação da Representatividade da Cemig D que prevê atendimento presencial em todos os 774 municípios de sua área de concessão através da implantação de Pontos de Atendimento Cemig Fácil – PCFA, onde, por meio do credenciamento de agentes para a realização de atendimento exclusivo e personalizado, permitindo a implantação de 194 pontos de atendimento em cidades mineiras com menos de 10.000 unidades consumidoras;

• Consolidação da Rede de Integração - Olho no Cliente em Ação com o objetivo de alinhar pessoas, processos e iniciativas em prol da melhoria do atendimento aos clientes, sendo composta por equipes multidisciplinares de todas as gerências da Diretoria de Distribuição. Essa rede formaliza referências e representantes de cada processo que, buscando a solução dos problemas técnicos e/ou operacionais, privi-legia a desburocratização através do investimento em ferramentas já existentes e no contato entre as pessoas envolvidas.

A AGÊNCIA VIRTUAL, que já tem 22 serviços disponíveis e registra cerca de 580 mil atendimentos mensais, é um dos pilares do Projeto Representatividade. Através da Internet, os estabelecimentos contratados acessam os sistemas comercias da Cemig e registram as solicitações dos clientes.

Para que possamos atingir 100% dos municípios com número de unidades consumi-doras totais iguais ou acima de 10.000, será necessária a abertura de 19 novas Agências de atendimento, com prazo de conclusão previsto para março de 2011, sendo o custo de adequação civil, de responsabilidade da empresa contratada.

DESEMPENHO ECONÔMICO-FINANCEIRO CONSOLIDADO(Valores expressos em Milhares de Reais, exceto se indicado de outra forma)

Adoção das normas internacionais de contabilidade

Os resultados apresentados abaixo estão de acordo com as novas normas de contabili-dade, dentro do processo de harmonização das normas contábeis brasileiras às normas internacionais (“IFRS”). Dessa forma, o resultado de 2009 foi alterado para refl etir essas modifi cações e permitir a comparabilidade com o ano de 2010.

Os impactos decorrentes da adoção das novas normas de contabilidade brasileiras e das IFRS, cujo principal ítem é a exclusão de ativos e passivos regulatórios, estão descritos em maiores detalhes na nota explicativa nº 2 das demonstrações fi nanceiras da Companhia.

Lucro do PeríodoA Cemig apresentou, no exercício de 2010, um lucro líquido de R$2.258 milhões em comparação ao lucro líquido de R$2.134 milhões no exercício de 2009, representando um aumento de 5,81%.

Receita operacionalA Composição das receitas operacionais é como segue:

R$ milhões 2010 2009Fornecimento Bruto de Energia Elétrica (a) .......................... 14.954 15.008Receita de Uso dos Sistemas Elétricos de Distribuição – TUSD ............................................................ 1.658 1.332Receita de Uso da Rede de Transmissão (b) .......................... 1.555 903Outras Receitas operacionais (c) ............................................ 791 652Deduções à receita operacional (d) ........................................ (6.095) (5.737)Receita Operacional líquida ................................................ 12.863 12.158

Fornecimento Bruto de Energia Elétrica

A Receita com Fornecimento Bruto de Energia Elétrica foi de R$14.954 milhões em 2010 em comparação a R$15.008 milhões em 2009, o que representa uma redução de 0,36%.

Consumidores Finais

A Receita com energia vendida a consumidores fi nais, excluindo consumo próprio, foi de R$13.352 milhões em 2010 comparados a R$13.233 milhões em 2009, uma variação de 0,90%.

Os principais itens que afetaram o resultado são como segue:

aumento de 6,06% no volume de energia faturada a consumidores fi nais (excluindo consumo próprio);

redução de 3,35% na tarifa média em 2010, R$282,01 em comparação a R$291,79 em 2009. Esse redução decorre do maior volume de itens regulatórios incluídos na tarifa em 2009, como por exemplo, a Recomposição Tarifária Extraordinária e custos não gerenciáveis da distribuidora - CVA.

Receita com suprimento

A quantidade de energia vendida a outras concessionárias aumentou em 2,49%, 14.204.530 MWh em 2010 comparados a 13.859.700 MWh em 2009. sendo, entre-tanto verifi cada uma redução no preço médio de venda de energia, R$101,72/MWh em 2010 na comparação com R$117,87/MWh em 2009. Essa redução foi decorrente principalmente dos contratos de venda de energia através dos leilões de ajuste para as distribuidoras, realizados exclusivamente em 2009, com um preço médio de R$145,00 por MWh. Dessa forma, ocorreu uma redução de 11,57% na Receita com Suprimento a outras concessionárias, R$1.444 milhões em 2010 na comparação com R$1.633 milhões em 2009.

Receita de Uso dos Sistemas Elétricos de Distribuição – TUSD

A receita de TUSD, da Cemig Distribuição e Light, correspondeu a R$1.658 milhões comparados a R$1.332 milhões em 2009, um aumento de 24,47%. Esta Receita advém dos encargos cobrados dos consumidores livres, sobre a energia vendida por outros Agentes do Setor elétrico e seu aumento decorre de maior transporte de energia para os consumidores livres, consequência da recuperação da atividade industrial e migração de clientes cativos para o Mercado livre.

Receita de uso da rede de transmissão

A Receita de Uso da Rede apresentou um crescimento de 72,20% correspondente aR$652 milhões (R$1.555 milhões em 2010 comparados a R$903 milhões em 2009).

Esta receita representa a disponibilização da rede de transmissão ao sistema interligado da Cemig GT e também das transmissoras controladas em conjunto, entre os quais destacamos o grupo de transmissoras conhecidas como TBE e Taesa.

O aumento nesta receita em 2010 decorre principalmente da aquisição de participação na Taesa em outubro de 2009 e maio de 2010 através de oferta pública de ações, o que impactou favoravelmente na consolidação dessas receitas em 2010.

Outras receitas operacionais

As outras receitas da Companhia são como segue:Consolidado

IFRS2010 2009

Fornecimento de Gás ..................................................... 398 307Serviço Taxado ............................................................... 16 17Serviço de Telecomunicações ........................................ 131 115Prestações de Serviços ................................................... 179 129Aluguel e Arrendamento ................................................ 60 72Outras ............................................................................. 7 12 791 652

Impostos incidentes sobre a Receita Operacional

Os impostos incidentes sobre a receita operacional foram de R$6.095 milhões em 2010 comparados a R$5.737 milhões em 2009, representando um aumento de 6,24%. As principais variações, nas deduções à Receita, são como segue:

Conta de Consumo de Combustível - CCC

Os gastos com à CCC foram de R$532 milhões em 2010 comparados a R$493 milhões em 2009, representando um aumento de 7,91%. Refere-se aos Custos de Operação das Usinas térmicas dos Sistemas interligado e isolado brasileiro, rateados entre os Conces-sionários de energia elétrica, por meio de Resolução da ANEEL.

Este é um Custo não controlável, sendo que na atividade de distribuição a diferença entre os valores utilizados como referência para defi nição das tarifas e os custos efetivamente realizados é compensada no reajuste tarifário subsequente. Para a parcela referente aos serviços de Transmissão de energia elétrica, a Companhia é, apenas, repassadora do encargo, uma vez que a CCC é cobrada dos consumidores livres na fatura de uso da rede básica e repassada à Eletrobrás.

Conta de Desenvolvimento Energético - CDE

Os gastos com a CDE foram de R$423 milhões em 2010, comparados a R$408 milhões em 2009, representando um aumento de 3,68%. Os pagamentos são defi nidos por meio de Resolução da ANEEL. Este é um Custo não controlável, sendo que na atividade de distribuição a diferença entre os valores utilizados como referência para defi nição das tarifas e os custos efetivamente realizados é compensada no reajuste tarifário subsequente. Para a parcela referente aos serviços de transmissão de energia elétrica, a Companhia é, apenas, repassadora do encargo, uma vez que a CDE é cobrada dos consumidores livres na fatura de uso da rede básica e repassada à Eletrobrás.

As demais deduções à Receita referem-se a impostos calculados com base em percen-tual do faturamento. Portanto, as variações decorrem, substancialmente, da evolução da Receita.

Vide a composição dos impostos incidentes sobre a receita na nota explicativa nº 23 das demonstrações contábeis consolidadas.

Custos e Despesas Operacionais (excluindo Resultado Financeiro)

Os Custos e Despesas Operacionais, excluindo Resultado Financeiro, representaram em 2010 o montante de R$9.217 milhões comparados a R$8.467 milhões em 2009, com aumento de 8,86%. Este resultado decorre, principalmente, dos aumentos nos Custos não controláveis com energia comprada para revenda. Vide mais informações na Nota Explicativa nº 24 das demonstrações contábeis Consolidadas.

As principais variações nas Despesas estão descritas a seguir:

Energia Elétrica Comprada para Revenda

A Despesa com Energia Elétrica Comprada para Revenda foi de R$3.722 milhões em 2010 comparados a R$3.199 milhões em 2009, representando um aumento de 16,35% em função principalmente de uma maior compra de energia pelas distribuidoras no ambiente regulado. Este é um custo não controlável pela Companhia, sendo que a diferença entre os valores utilizados como referência para defi nição das tarifas e os custos efetivamente



realizados é compensada no reajuste tarifário subsequente. Vide a composição dessa despesa na nota explicativa nº 24 das demonstrações contábeis consolidadas.

Encargos de Uso da Rede de Transmissão

A Despesa com Encargos de Uso da Rede de Transmissão foi de R$729 milhões em 2010 comparados a R$853 milhões em 2009, uma redução de 14,54%.

Esta Despesa refere-se aos encargos devidos, pelos agentes de Distribuição e Geração de energia elétrica, pela utilização das instalações, componentes da rede básica, conforme defi nido por meio de Resolução pela ANEEL. Este é um custo não controlável pela Companhia, sendo que a diferença entre os valores utilizados como referência para defi -nição das tarifas e os custos efetivamente realizados é compensada no reajuste tarifário subsequente.

Pessoal

A Despesa com Pessoal foi de R$1.211 milhões em 2010 comparados a R$1.318 milhões em 2009, uma redução de 8,12%. Este resultado decorre, substancialmente, da Despesa com o Programa de Desligamento Voluntário implementado em 2009, com uma despesa naquele ano de R$206 milhões contra R$40 milhões em 2010 (ajuste na provisão reco-nhecida no ano anterior), associado à redução da quantidade de empregados (controla-dora, Cemig GT e D), que passou de 9.746 em 2009 para 8.859 em 2010.

Depreciação/Amortização

A Despesa com Depreciação e Amortização não apresentou variação entre 2010 e 2009, sendo de R$896 milhões nos dois períodos.

Obrigações Pós-emprego

A Despesa com Obrigações Pós-emprego foi de R$107 milhões em 2010 comparados a R$150 milhões em 2009, representando uma redução de 28,67%. Estas Despesas repre-sentam, basicamente, os juros incidentes sobre as Obrigações Atuariais da CEMIG, líquidos do rendimento esperado dos ativos dos Planos, estimados por Atuário externo. A redução dessa despesa decorre da maior expectativa de rendimento dos ativos do Plano em 2010 em relação às obrigações.

Provisões Operacionais

As provisões operacionais foram de R$138 milhões em 2010 comparados a R$124 milhões em 2009, um aumento de 11,29%. Este resultado decorre, substancialmente, da celebração de Acordo, para encerrar Processo judicial, com consumidor industrial refe-rente ao reajuste tarifário determinado pela portaria DNAEE 045/86, com o registro de despesa no valor de R$178 milhões em 2010, sendo parcialmente compensado por uma reversão na provisão de prêmio de aposentadoria em 2010 de R$22 milhões em compa-ração a uma provisão de R$41 milhões em 2009. Vide a composição das provisões na nota explicativa nº 24 das demonstrações contábeis consolidadas.

Gás Comprado para Revenda

O Custo com compra de gás para revenda foi de R$225 milhões em 2010 comparados a R$166 milhões em 2009, representando um aumento de 35,54%. Esta variação deve-se, a maior quantidade de gás vendido em função da maior operação das Usinas térmicas, clientes da Gasmig, em 2010.

LAJIDA (metodologia de cálculo não revisada pelos auditores independentes)

LAJIDA - R$ milhões 2010 2009 Var %

Lucro Líquido ............................................................... 2.258 2.134 5,81+ Provisão Imposto de Renda e Contribuição Social ... 564 1.131 (50,13)+ Resultado Financeiro ................................................. 825 355 132,39+ Amortização e Depreciação ....................................... 896 895 −+ Participação de Minoritários ...................................... − 73 −= LAJIDA .................................................................... 4.543 4.588 (0,98)Itens não recorrentes:+ Acordo judicial com cliente industrial ....................... 178 − −+ ICMS consumidor Baixa Renda ............................... 26 − −+ Programa de Desligamento voluntário - PDV ........... 40 206 (80,58)= LAJIDA AJUSTADO ............................................... 4.787 4.794 (0,15)

O LAJIDA da Cemig em 2010 não apresentou variação signifi cativa em relação ao de 2009, um decréscimo de 0,98%.

Os principais efeitos, não recorrentes, que impactaram no LAJIDA são como segue:

Reconhecimento de uma Despesa, em 2010, na Cemig D, no montante de R$178 milhões, decorrente de acordo referente à ação ajuizada por consumidor industrial, relativa ao ressarcimento do aumento de tarifa, introduzido pelo DNAEE, durante o Plano Cruzado;

Reconhecimento de Despesa com ICMS, em 2010, referente à subvenção de desconto na tarifa de Consumidor de Baixa Renda, no montante de R$26 milhões, em decor-rência de adesão à Programa de Anistia, implementado pelo Governo do Estado de Minas Gerais;

Registro de Provisões, em 2010 e 2009, nos valores de R$40 milhões e R$206 milhões, respectivamente, referentes ao Programa de Desligamento Voluntário implementado pela Companhia.

Receitas (Despesas) Financeiras

O resultado em 2010 foi uma Despesa Financeira Líquida de R$825 milhões comparada a uma Despesa Financeira Líquida de R$354 milhões em 2009. Os principais fatores que impactaram o Resultado Financeiro estão relacionados a seguir:

Aumento na Receita com aplicações fi nanceiras: R$392 milhões em 2010 em compa- ração a R$272 milhões em 2009, com uma variação de 44,12%, decorrente de maior volume de recursos aplicados em 2010;

Aumento na Despesa de Encargos de Empréstimos e Financiamentos: R$1.075 milhões em 2010 comparados a R$799 milhões em 2009. Este aumento decorre da entrada de novos recursos de fi nanciamento, destacando-se a emissão pela Cemig Geração e Transmissão, em outubro de 2009, de Notas Promissórias (“Commercial Papers”), no montante de R$2.700.000, liquidadas em março de 2010 através da captação de recursos, por meio de emissão de debêntures, em março de 2010, no mesmo valor;

Aumento na Despesa de Variação Monetária de Empréstimos e Financiamentos, em moeda nacional: R$144 milhões em 2010 comparados a R$9 milhões em 2009. Este aumento decorre, substancialmente, do maior volume de recursos captados e da variação dos índices infl acionários, indexadores dos Contratos de Empréstimos, Financiamentos e Debêntures da Companhia, principalmente o IGPM que passou de uma variação negativa de 1,72% em 2009 para uma variação positiva de 11,32% em 2010.

Vide a composição das Receitas e Despesas Financeiras na Nota Explicativa nº 25 das demonstrações contábeis Consolidadas.

Imposto de Renda e Contribuição Social

A Companhia apurou em 2010 despesas com Imposto de Renda e Contribuição Social no montante de R$564 milhões em relação ao lucro de R$2.822 milhões, representando um percentual de 19,99%. Em 2009, a Companhia apurou despesas com Imposto de Renda e Contribuição Social no montante de R$1.131 milhões em relação ao lucro de R$3.337 milhões antes dos efeitos fi scais, representando um percentual de 33,89%.

O menor percentual de impostos em 2010 em relação ao lucro deve-se a créditos fi scais que foram reconhecidos em 2010, no valor de R$288.505. Esses créditos referem-se a prejuízos fi scais que não estavam registradas nas demonstrações contábeis e foram reconhecidos em 2010 em função de comprovação da sua realização através das proje-ções de resultados da Companhia.

As taxas efetivas de impostos estão conciliadas com as taxas nominais na Nota Expli-cativa nº 9 das Demonstrações Financeiras.

Política de Captação de Recursos e Gestão da Dívida

Em 2010, foram captados R$ 904 milhões na Cemig D, sendo R$ 66 milhões através de fi nanciamentos da Eletrobrás para o Programa Reluz, Programa Cresce Minas e Programa Luz para Todos e R$ 189 milhões por meio de recursos a fundo perdido no âmbito do Programa Luz para Todos (recursos da CDE), dos convênios para o Pólo de Citricultura e o Planoroeste e da subvenção econômica relacionada com a política tari-fária aplicável a consumidores de baixa renda.

Foram captados pela Cemig GT R$ 2.949 milhões, sendo R$ 2.700 milhões através de uma emissão de debêntures para a quitação das notas promissórias de mesmo valor utilizadas na aquisição das ações da Terna Participações S.A.

Principais indexadores da dívida – 31/12/2010

A posição da dívida de 1% em moeda estrangeira não representa risco fi nanceiro mate-rial para a Empresa, já que parte dela está contratualmente protegida por operações de troca de indexadores (swap). Há também uma proteção natural proporcionada por contratos de venda de energia indexados ao dólar.

A grande concentração da dívida no CDI, de 58%, decorreu do movimento de refi nan-ciamento da dívida a partir de 2002, em que foi bastante utilizado o crédito bancário, e das emissões de títulos e valores mobiliários (debêntures) que se seguiram, em que uma demanda expressiva tem sido alocada em papéis referenciados à taxa de juros local.

A Administração tem promovido a gestão da sua dívida com foco no alongamento do prazo, na limitação do endividamento aos níveis preconizados pelo Estatuto, na redução do custo fi nanceiro e na preservação da capacidade de pagamento da Empresa, sem pressões no fl uxo de caixa que possam sugerir risco de refi nanciamento.

O cronograma de amortizações da dívida pode ser visto no gráfi co a seguir:

Cronograma de Amortizações da DívidaPosicionamento em Dezembro/2010 (R$ milhões)

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 a 20310

3300

3000

2700

2400

2100

1800

1500

1200

900

600

300

2.203

3.545

2.578

1.915

1.235

466 414

870

A Companhia se empenhará em promover um escalonamento adequado da sua dívida, ajustado à sua geração de caixa anual.

As avaliações de crédito (“ratings”) da Cemig e suas principais controladas refl etem uma percepção de rentabilidade saudável e forte geração de caixa, assegurando sólidos indicadores de crédito e perfi l de liquidez adequado, e são apontados pelas principais agências de rating.

Política de Proteção Cambial (Hedge)

Os instrumentos derivativos contratados têm o propósito de proteger as operações da Companhia contra os riscos decorrentes de variação cambial de alguns contratos de fi nanciamentos e não são utilizados para fi ns especulativos. As contratações das opera-ções consideram aspectos de liquidez do mercado, preço relativo dos ativos e a concen-tração do serviço da dívida.

A Companhia tem privilegiado a cobertura de seu passivo cambial, que não é relevante, através de um hedge natural representado pela contratação com alguns de seus grandes consumidores de venda de energia elétrica indexada à variação cambial.

Os instrumentos fi nanceiros derivativos da Companhia são mensurados ao valor justo de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil.

INVESTIMENTOS

Novas aquisições

Aquisição de participação complementar na Transmissora Aliança de Energia Elétrica -TAESA

A Cemig GT realizou, no dia 6 de maio de 2010, a Oferta Pública de Aquisições de ações e units, em poder dos minoritários, por meio da Transmissora Alterosa de Energia Elétrica. A operação culminou na aquisição de 24,42% das ações, até então em posse dos acionistas minoritários, pelo montante de R$ 1.002 mil, equivalentes a R$ 15,57 por ação. O ágio apurado na negociação foi de R$ 523 mil.

Com esta Operação, a Cemig GT, juntamente com o Fundo de Investimentos em Parti-cipação Coliseu, concluiu o processo de aquisição da Transmissora Aliança de Energia Elétrica - TAESA (antiga Terna Participações). Parte dos acionistas minoritários não aderiu à Oferta Pública de Aquisições de ações, permanecendo 4,72% das ações da TAESA em circulação no Mercado.

Aquisição de participação acionária – Ativas Data Center S.A.

Em 8 de julho de 2010, a Cemig Telecomunicações S.A. assinou Contrato de Compra e Venda de Ações com a Ativas Participações S.A., visando a compra de 49% do capital votante da empresa Ativas Data Center S.A, cujo objetivo social é a prestação de serviços de fornecimento de infraestrutura de TIC – Tecnologia da Informação e Comunicação, para atendimento a médias e grandes corporações. O investimento inicial foi de R$ 6.753 mil.

Fechamento da aquisição de 25% do capital votante da Light S.A.

A Cemig adquiriu, em 25 de março de 2010, 12,50% do capital total e votante da Light, até então de titularidade da Andrade Gutierrez Concessões (“AGC”). O preço pago pela Cemig referente à compra das ações, foi de R$ 718.518 mil, correspondendo a R$ 29,54 por ação, realizado.

Em novembro de 2010 a Companhia adquiriu um percentual adicional de 0,53% do Capital total e votante da Light, também de titularidade da AGC. O preço, correspon-dente aos 0,53% do capital total da Light, foi de R$ 30.471 mil.

Aquisição de participação acionária – Lightger S.A.

A Cemig Geração e Transmissão adquiriu da Light.S.A, em 18 de agosto de 2010, 49% do Capital Social total e votante da Lightger, sociedade de propósito específi co controlada da Light, detentora da autorização da exploração do empreendimento PCH Paracambi. A Cemig GT pagou pela aquisição o valor de R$ 19.960 mil.

Opção de compra adicional de ações da LIGHT

A Cemig fez a opção de adquirir a totalidade das cotas do fundo Luce Investment Fund, que detém 75% das quotas do Luce Brasil Fundo De Investimento em Participações. Exercida a opção, a Cemig adquirirá ações ordinárias que representam 9,75% do capital total e votante, pelo preço de US$340.455 mil, dos quais serão deduzidos os dividendos e juros sobre o capital próprio, eventualmente, pagos ou declarados pela Light S.A. a partir de 01 de dezembro de 2009 até o exercício da opção.

A opção foi exercida em 6 de outubro de 2010, a Enlighted Partners Venture Capital Llc, controladora indireta da Luce Empreendimentos E Participações S.A., informou sua decisão pelo exercício da opção de venda de quotas do Luce Brasil Fundo De Inves-timento Em Participações.

O fechamento dessa operação está condicionado ao atendimento de determinados requi-sitos contratualmente estabelecidos, bem como à aprovação dos órgãos competentes, assim como, nos casos em que for necessário, dos agentes fi nanciadores e debenturistas da Light e de suas controladas.

Além das novas aquisições, a Cemig efetuou no ano de 2010 outros investimentos conforme segue:

Geração

Expansão da Geração: principais empreendimentos concluídos em 2010.

Empreendimentos PotênciaParticipação

CEMIG

Investimento até 2010

R$ milhõesEntrada total em operação

Usina de Baguari ........... 140 MW 34,00% 181 maio/10PCH Pipoca ................... 20 MW 49,00% 17 outubro/10

Expansão da Geração: principais empreendimentos em construção.

Empreendimentos PotênciaParticipação

CEMIG


R$ milhões

Início/ previsto

de operaçãoUsina de Santo Antônio .. 3.150 MW 10,00% − 1º sem/2012PCH Paracambi ............. 25 MW 49,00% 37 2ºsem/2011PCHs Dores de Guanhães, Senhora do Porto, Fortuna II e Jacaré (*) ................ 44 MW 49,00% 10 (*)

(*) Empreendimentos em fase de estudo de viabilidade.

Os investimentos em expansão da geração, relacionados nas tabelas acima, referem-se a participação da Cemig no Empreendimento, com recursos próprios.

Revitalização do parque gerador da Cemig

A Cemig vem realizando amplo programa de revitalização de suas usinas. O objetivo é restabelecer a vida útil das plantas, estimada em 30 anos depois da revitalização.

Foi elaborado um grande e detalhado diagnóstico das usinas, que teve como objetivo levantar os investimentos necessários para revitalização das instalações. A boa quali-dade da manutenção das usinas tem gerado excelentes resultados para a Cemig GT, porém a garantia de bons índices de disponibilidade futura requer um programa estru-turado de reformas e modernizações, considerando a idade das instalações. O total de recursos necessários para estas revitalizações será da ordem de R$ 1,7 bilhão, distri-buído ao longo dos próximos 15 anos.

Programa de ampliação de PCHs

Visando a expansão da geração, através da exploração mais efi ciente dos ativos exis-tentes, foi estruturado o programa de ampliação de PCHs, que se encontra em fase de conclusão dos projetos básicos e dos estudos ambientais. No programa foram identifi -cadas 19 PCHs da Cemig GT e 4 PCHs da Horizontes Energia S.A., que juntas totalizam 106 MW de potência instalada e que, com a ampliação, passarão à potência instalada de aproximadamente 303 MW, representando um acréscimo de 197 MW.



Em relação aos benefícios identifi cados no programa de ampliação das PCHs desta-cam-se a redução dos custos de manutenção e operação das usinas, a eliminação das perdas com o Mecanismo de Redução de Energia Assegurada – MRA, o custo evitado com manutenções e reformas de equipamentos e estruturas civis, entre outros.

Plano Diretor de Automação

Entre as diversas metas cumpridas pela equipe DGT, destacamos o Plano de Automação das Usinas e Subestações da Cemig. O investimento plurianual total na automação das usinas das grandes e pequenas usinas é da ordem de R$ 17 milhões.

Em Transmissão

A rede de transmissão da Companhia compõe-se de linhas de transmissão de energia com capacidade de voltagem igual ou superior a 230 kV e integra a rede de transmissão brasileira. A Cemig transmite tanto a energia gerada em suas usinas como a energia comprada de Itaipu, do Sistema Interligado e de outras fontes.

Plano Diretor de Automação na Transmissão

Com a implementação da modalidade de tele assistência das subestações de transmissão da Cemig GT fi nalizada em maio de 2010, o Centro de operações (“COS”) passou a controlar remotamente todas as subestações operadas pela Cemig Geração e Trans-missão S.A.

No segundo ciclo de revisão tarifária da Cemig GT, a Aneel autorizou a realização de investimentos em melhorias no valor de R$ 38.772 mil anuais para o ciclo 2009-2012, alcançando o montante de R$ 155.087 mil no período.

Investimentos em Subestações e Linhas de Transmissão

Principais empreendimentos concluídos.

Empreendimentos Participação

CEMIG

Investido até 2010

R$ milhõesInício da operação

LT Furnas - Pimenta ........................... 51,00% 18 25/03/2010LT Charrúa – Nueva Temuco ............. 49,00% 41 21/01/2010LT EBTE ............................................ 49,00% 103 12/2010LT Pirapora 2 – Várzea da Palma 1.... 100,00% 3 03/07/2010SE S. G. do Pará ................................. 100,00% 11 22/05/2010SE Jaguara .......................................... 100,00% 9 07/08/2010

Principais empreendimentos em construção.


CEMIG

Investido até 2010


SE Barreiro ......................................... 100,00% 4 2011SE Conselheiro Lafaiete .................... 100,00% 7 2011

Em Distribuição

Dentre os programas de investimentos executados na atividade de distribuição, desta-cam-se os seguintes:

Programa “Luz para Todos” – Universalização do acesso e uso da energia elétrica

Na Cemig, a 1ª fase do programa (LPT I) teve um custo aproximado de R$ 1.700 milhões até 31 de dezembro de 2008, com a ligação de cerca de 190 mil propriedades rurais, benefi ciando uma população de aproximadamente 800 mil pessoas. A Cemig executou ligações nos 774 municípios da sua área de concessão, o que coloca a empresa em posição de grande destaque, entre as concessionárias brasileiras, na execução do Programa.

Do mesmo modo que na primeira fase de implantação, quando a meta traçada reve-lou-se aquém da realidade, no intuito de dar continuidade ao Programa, constatou-se uma demanda adicional de 95 mil domicílios/estabelecimentos para serem atendidos.

Desse adicional, a Cemig já tem a segunda etapa do Programa contratada junto à Eletro-brás para até abril de 2011. Essa etapa viabiliza o atendimento a 70 mil novos domicí-lios/estabelecimentos, com investimentos da ordem de R$ 796 milhões.

Complementar e paralelamente aos 70 mil novos consumidores, em função de um esforço adicional da empresa para cumprir prazos e metas estabelecidos pelo poder concedente, a Cemig contratou da terceira etapa do Programa, abrangendo mais 25 mil atendimentos que deverão ser concluídos até dez/2011, com investimentos da ordem de R$ 355,7 milhões.

Projetos de Melhoria da Iluminação Pública - Reluz

O Programa Nacional de Iluminação Pública Efi ciente – Reluz, é um programa do Governo Federal de fi nanciamento para as Prefeituras Municipais através das Conces-sionárias e engloba projetos de melhoria, extensão e obras especiais de Iluminação Pública, com previsão de duração até 2010. Desde a implantação do Programa Reluz, em 2001, a Cemig Distribuição já realizou a modernização de 215.000 pontos de ilumi-nação pública, em 290 municípios, com investimentos de cerca de R$ 60 milhões, levando a uma redução anual de 29.000 MWh no consumo de energia.

Programa Cresceminas

O Projeto Cresceminas, caracterizado também como um dos projetos estruturadores do Governo do Estado, tem como principal objetivo a ampliação da disponibilidade de infra-estrutura de distribuição de energia elétrica para atendimento ao crescimento do mercado no Estado de Minas Gerais.

Destacam-se no projeto as obras de reforço em subestações, linhas e redes de distri-buição, compreendendo um conjunto de 687 km de linhas de distribuição, a disponi-bilização de mais 620 MVA, com 11 novas subestações, 101 obras de ampliações em diversas subestações existentes, 2.052 km de novas redes de distribuição e melhorias e reforços em 2.750 km de redes de média tensão. O conjunto de obras benefi ciará apro-ximadamente 310 municípios (40,1% do total do estado).

Estão previstos investimentos da ordem de R$ 759 milhões, para o período 2006 a 2012, sendo que desse montante, já foram completados investimentos de R$ 384 milhões em Alta Tensão e R$ 260 milhões em Média Tensão.

Programa de Eletrifi cação Urbana – Clarear

O Programa Clarear constitui-se de obras de ligação, extensão, modifi cação e reforço de rede de distribuição de média e baixa tensão para atendimento a consumidores situados em área urbana, mantendo a área urbana da concessão da Cemig Distribuição univer-salizada.

Neste Programa, no ano de 2010, foram atendidos 195.000 consumidores em área urbana com investimentos em torno de R$ 93 milhões, com a instalação de 10 mil postes e com extensão de cerca de 380 Km de redes ao sistema elétrico de distribuição.

Programa Campos de Luz

A Cemig, em parceria com o Governo de Minas Gerais concluiu, em dezembro de 2008, o Programa Campos de Luz, que consistiu na realização de obras de iluminação e adequação de equipamentos em campos de futebol amador e também em campos de comunidades carentes. Dentre os benefícios proporcionados pelo Programa podem ser citados: a melhoria da prática esportiva e de atividades culturais; maior tranquilidade aos moradores; maior utilização dos espaços existentes; diminuição do índice de crimi-nalidade e vandalismo e a melhoria na qualidade de vida das comunidades, através do esporte e da cultura.

A Cemig D iluminou, em conjunto com a Secretaria de Estado de Esportes e Juventude – SEEJ mais 128 campos de futebol amador ao longo do ano de 2010, acumulando um total geral de 730 campos iluminados desde 2008.

Gás Natural

Em 2010, a GASMIG vivenciou um aumento dos volumes totais de gás comercializados. Uma conjugação de quatro fatores contribuiu para esse aumento: (i) o reaquecimento da economia mineira associada à retomada da produção industrial após a crise econômica mundial; (ii) o início de fornecimento de gás para novos clientes, com a entrada em operação dos gasodutos do Sul de Minas, em janeiro e do Vale do Aço, em setembro; (iii) a participação da Companhia nos leilões de gás promovidos pela PETROBRAS, possibilitando o aumento do consumo e a manutenção das tarifas ao longo do ano; e (iv) o ganho de competitividade do gás natural frente aos energéticos concorrentes, como o óleo combustível. Como resultado de todos esses fatores, o mercado de gás natural não térmico da GASMIG registrou, em 2010, um crescimento de 48,2% no volume comer-cializado, em comparação ao ano anterior. Por sua vez, o mercado total, que também leva em conta o volume de gás vendido às usinas termelétricas, registrou um cresci-mento ainda maior, com uma elevação de 74,6% em relação a 2009, com a retomada do despacho das termelétricas em 2010, especialmente a partir de agosto.

Em janeiro de 2010 teve início de operação do gasoduto do Sul de Minas, empreendi-mento que contribuiu com um volume agregado de 20,1 milhões de m3 (correspondente a uma participação de 3,4%) nas vendas de gás natural, para o segmento industrial, com a ligação de novos clientes.

No tocante a novos projetos, destaca-se especialmente, a conclusão do gasoduto de distribuição do Vale do Aço, perfazendo um total de 286,8 Km de redes construídas. Este gasoduto interliga os municípios de Ouro Branco, Ouro Preto, Mariana, Rio Pira-cicaba, Coronel Fabriciano, João Monlevade, Timóteo, Ipatinga, e Belo Oriente. Dos R$337,3 milhões investidos em 2010 pela GASMIG, o Vale do Aço foi responsável por R$ 300,4 milhões (89% do total).

A operação do gasoduto do Vale do Aço teve início em setembro de 2010 e contri-buiu para uma elevação de 34,6 milhões de m3 (correspondente a uma participação de 5,8%) nas vendas de gás para o segmento industrial em 2010. Esse empreendimento foi responsável pela incorporação de grandes clientes industriais.

MERCADO DE CAPITAIS

A Cemig teve suas ações inicialmente listadas na Bolsa de Valores do Estado de Minas Gerais a partir de 14 de outubro de 1960 e a partir de 1972 na Bolsa de Valores de São Paulo (Bovespa) com os símbolos CMIG3 (ON) e CMIG4 (PN). Desde outubro de 2001, estamos listados no Nível 1 de Governança Corporativa da Bovespa. Além disso, as ações da Companhia são negociadas na Bolsa de Madri (XCMIG) desde 2002 e na Bolsa de Nova Iorque desde 1993, sendo que a partir de 2001 no nível 2 daquela Bolsa.

Composição Acionária

O Capital Social da Companhia, em 31 de dezembro de 2010, totalizou R$ 3.412 milhões, conforme composição abaixo demonstrada.

Quantidade de ações682.414.582

Ações Ordinárias298.269.668

Ações Preferenciais384.144.914

Estado de Minas Gerais50,97%

Investidores Internacionais76,13%

AGC Energia S/A32,96%

Investidores Nacionais21,95%

Investidores Nacionais11,72%

Estado de Minas Gerais1,84%

Investidores Internacionais4,35%

Ações em Tesouraria0,08%

Cotações das Ações

A seguir, as cotações de fechamento, dos anos 2009 e 2010, das ações em São Paulo (Bovespa), Nova Iorque (NYSE) e Madri (LATIBEX).

Cemig PN ................... CMIG4 R$ 26,12 26,71Cemig ON .................. CMIG3 R$ 19,60 20,75ADR PN ..................... CIG US$ 15,65 16,59ADR ON .................... CIG.C US$ 11,86 12,44Cemig PN (Latibex) ... XCMIG Euro 12,57 12,30

Denominação Símbolos MoedaFechamento

2009Fechamento

2010

Fonte - Economática – cotações ajustadas por proventos, inclusive dividendos

Em 2010 as ações preferenciais, CMIG4, apresentaram um volume de negociação de R$ 10 bilhões, com uma média diária de quase R$ 42 milhões. Esse volume faz com que nossas ações seja a mais liquida do setor elétrico e uma das mais negociadas da Bovespa, proporcionando segurança e liquidez aos investidores.

Vale ressaltar que o volume médio diário de negociação com as ações preferenciais na Bolsa de Nova Iorque se equipara aos volumes no mercado brasileiro, o que reforça a posição da Cemig como opção global de investimento.

Com uma tímida valorização de 1,04% no acumulado do ano frente a forte valorização obtida em 2009 o principal índice da Bolsa de Valores de São Paulo fi cou aquém das expectativas do mercado para o ano de 2010, afetado principalmente pela instabilidade econômica e das incertezas causadas por países europeus.

As ações da Cemig apresentaram desempenho superior ao índice da Bolsa de Valores de São Paulo, com as suas ações ordinárias, CMIG3 e as preferenciais, CMIG4, subindo 5,85% e 2,26% respectivamente. O retorno total para o acionista de CMIG3 e CMIG4 foi de 19,56% e 12,54%, respectivamente, no ano de 2010.

CMIG4 CMIG3 CIG CIG.C IBOV DJIA IEE2010..... 2,26% 5,87% 6,01% 4,89% 1,04% 11,02% 11,98%

O valor de mercado está representado pela totalidade das ações da Companhia ao valor das ações preferenciais no último dia de negociação de cada ano, apresentando uma queda no ano de 2010 de 7,02% em comparação ao ano de 2009. Se analisarmos a variação nos últimos 4 anos, nosso valor de mercado apresentou um crescimento de 15%.

1.5803

2007 2008 2009 2010

15.761

19.59518.220

Economática – cotações não ajustadas, com valores em R$ milhão

Os gráfi cos a seguir ilustram a evolução das nossas ações, ao longo dos últimos anos, em comparação a outros indicadores.

POLÍTICA DE PAGAMENTO DE DIVIDENDOS

A Cemig, através do Estatuto Social, assume o compromisso de distribuir dividendo mínimo correspondente a 50% do lucro líquido apurado no exercício anterior. Além disto, serão distribuídos dividendos extraordinários a cada dois anos ou em menor periodicidade, se a disponibilidade de caixa permitir.

Os dividendos são pagos em duas parcelas iguais: a primeira até 30 de junho e a segunda até 30 de dezembro do ano subsequente ao exercício a que se referem.

PROPOSTA DE DESTINAÇÃO DO LUCRO

O Conselho de Administração irá propor à Assembléia Geral Ordinária - AGO a reali-zar-se em abril de 2010 que, ao lucro líquido do exercício, no montante de R$2.258 milhões, seja dada a seguinte destinação:

R$1.196 milhões (52,97% do lucro líquido) para pagamento de dividendos; R$113 milhões para a constituição de Reserva Legal;

Lucro por ação - R$

Dividend Yield



R$238 milhões para absorção de prejuízos acumulados em relativos à adoção das novas normas de contabilidade.R$711 milhões serão retidos no Patrimônio Líquido.

RELACIONAMENTO COM OS AUDITORES INDEPENDENTES

Adotamos um sistema de rodízio dos Auditores Independentes com periodicidade de cinco anos, atendendo à determinação da CVM. Nossas demonstrações contábeis são auditadas pela KPMG Auditores independentes. Os serviços prestados pelos auditores independentes da Cemig e da maior parte de suas controladas foram como segue:

Auditoria ............................................. 1.210 100,00 1.688 100,00 Serviços adicionais:- SOX .................................................. 238 19,67 199 11,79 - CVA .................................................. 159 13,14 − −Total Geral ......................................... 1.607 132,81 1.887 111,79

Serviços2010

R$ mil

% em relação à auditoria

2009R$ mil


Os serviços adicionais não confi guram, na avaliação da Administração, em perda da independência dos Auditores Independentes e não constam dos impedimentos previstos na Lei Sarbanes-Oxley e no Art. 23 da Instrução CVM nº 308, de 14 de maio de 1999.

GERENCIAMENTO DE RISCOS

Os riscos presentes na matriz corporativa da Cemig se referem aos eventos que possam impedir o alcance dos objetivos e das diretrizes estabelecidas pelo planejamento estra-tégico. A cadeia valor da Cemig abrange as áreas de negócios: Controladora, Geração, Comercialização, Transmissão e Distribuição. São avaliados por sua probabilidade de ocorrência e por seu impacto nos diversos negócios da cadeia de valor. A Cemig atua sobre os riscos: (I) diminuindo seu impacto e/ou sua probabilidade mediante o refi namento dos controles; (II) implementando planos de ação; (III) transferindo-os por meio de contra-tação de seguros; (IV) aceitando-os (devido à efetividade do ambiente de controles e ao nível permitido de exposição fi nanceira) ou; (V) evitando-os, evitando-os, subsidiando a Alta Administração nas tomadas de decisão para continuidade nos negócios.

A mensuração de riscos para a Cemig é defi nida pela Metodologia ORCA, fundamen-tada em quatro dimensões: Objetivos, Riscos, Controles e Alinhamento.

Ainda que a estrutura adotada para a gestão dos riscos corporativos da Cemig seja matricial e descentralizada, seu monitoramento é centralizado pela Gerência de Riscos Corporativos, o que gera informações relevantes com visão sistêmica. Essa estrutura permite que o processo de gestão de riscos corporativos interaja com outros compo-nentes da gestão, dentre os quais podem ser citados os Comitês de Priorização do Orça-mento, de Gerenciamento de Riscos de Energia, de Riscos Seguráveis, de Controle e Gestão, de Gerenciamento de Riscos Financeiros, além do atendimento à Lei Sarbanes-Oxley e à Auditoria Interna.

A Cemig analisa, também, os fatores de riscos levando-se em consideração os drivers de valor sob o foco desses agentes e a correspondente identifi cação dos riscos já mape-ados, com o objetivo de permitir o aprimoramento da gestão, a partir do entendimento que os stakeholders enxergam como ameaça estratégica, possibilitando a identifi cação de riscos até então não mapeados na matriz de riscos.

Lei Sarbanes-Oxley e Certifi cação de Controles InternosA Cemig obteve, sem ressalvas, a Certifi cação dos Controles Internos dos Relatórios Financeiros Consolidados, relativa ao exercício social de 2009, conforme parecer datado de 28/06/2010, da KPMG Auditores Independentes, que integra o Relatório Anual segundo o Formulário 20-F arquivado na Securities and Exchange Commission (SEC) em 30 de junho de 2010, repetindo os resultados obtidos desde o exercício de 2006.

Anualmente, a Administração da Cemig, a partir de uma análise e revisão do mapea-mento de riscos nos processos, documenta e testa a efetividade dos controles nos níveis dos processos de negócios e de entidade, inclusive os controles suportados pela tecno-logia da informação, conforme as normas da Securities and Exchange Commission (SEC) e com base nos critérios do “Public Company Accounting Oversight Board” (PCAOB), do Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission (Coso) e do Control Objectives for Information and Related Technology (Cobit)

Além de atender a Lei Sarbanes-Oxley (SOX), as atividades relacionadas à Certifi cação dos Controles Internos contribuem com a efi cácia dos processos de gerenciamento de riscos, de controle e de governança corporativa, sendo realizadas e monitoradas de forma sistemática e permanente.

Para a certifi cação de 2010, a ser concluída em 2011, foi estabelecida uma conexão entre os controles e as contas contábeis potencialmente signifi cativas, bem como validado pela Auditoria Externa da KPMG Auditores Independentes o desenho dos processos e dos controles-chave para assegurar a mitigação dos riscos associados à elaboração e divulgação das Demonstrações Financeiras, desse exercício.

Princípios Éticos e Código de Conduta Profi ssionalPara disciplinar os comportamentos, atuações e decisões profi ssionais, a Cemig adota, desde maio de 2004, a Declaração de Princípios Éticos e Código de Conduta Profi s-sional , disponível na Internet, no site http://ri.cemig.com.br, consolidada em 11 princí-pios que traduzem condutas e valores éticos incorporados à nossa cultura.

Cada representante da Cemig (empregados, gerentes e administradores), no ato da posse do cargo ou no momento da celebração do contrato de trabalho, presta compromisso solene e assina declarando conhecer, observar e acatar os valores e princípios constantes da “Declaração de Princípios Éticos e Código de Conduta Profi ssional” da Cemig.

O cumprimento dos valores, princípios e responsabilidades relativas à Declaração de Princípios Éticos e Código de Conduta Profi ssional é monitorado pela Comissão de Ética da Cemig.

A Comissão de Ética, composta por um grupo de gerentes da Companhia, é a ferra-menta de encaminhamento de denúncias sobre práticas irregulares contrárias ao inte-resse da Empresa, tais como: 1) fraudes fi nanceiras, inclusive adulteração, falsifi cação ou supressão de documentos fi nanceiros, fi scais e contábeis; 2) apropriação indevida de bens e recursos; 3) recebimento de vantagens indevidas por dirigentes e empregados e 4) contratações irregulares, através de canal aberto na intranet da Cemig – Canal de Denúncia Anônima.

SISTEMAS DE GESTÃO E MODELO DE EXCELÊNCIA

Dentre os diversos modelos existentes para suportar a gestão, a Cemig optou, em 1999 por utilizar os modelos baseados nas normas ISO da Série 9000 e 14000, assim como a OHSAS 18001. Considerando que a Empresa vem se estruturando cada vez mais na gestão baseada em processos, os sistemas de gestão se transformam na principal ferra-menta dessa gestão, uma vez que essas normas são estruturadas em requisitos baseados na gestão de processos.

Para a certifi cação dos sistemas se considera:• a NBR ISO 9001 – Certifi cação em gestão da qualidade - cerca de 80% dos processos

da empresa estão certifi cados.

• a NBR ISO 14001 – Certifi cação em gestão ambiental – 100% das grandes Usinas e linhas de transmissão são certifi cadas.

• a OHSAS 18001 – Certifi cação em gestão de saúde e segurança do trabalho – 100% das grandes Usinas e das linhas de transmissão são certifi cadas.

Além das auditorias externas, os sistemas de qualidade passam por verifi cações internas peri-ódicas. Em 2010 foram realizadas 92 auditorias externas e 108 verifi cações internas. Além disso, a Cemig investe signifi cativamente na capacitação dos colaboradores. Só em 2010 foram investidas mais de 60.000 horas de treinamentos relativas aos sistemas de gestão.

GESTÃO TECNOLÓGICA E INOVAÇÃO

Com foco no mapa estratégico corporativo a Cemig procura usar a tecnologia como fator de agregação de valor e diferencial competitivo.

A revolução digital com o surgimento do conceito das redes elétricas inteligentes será uma realidade nas residências brasileiras nos próximos anos. Essa nova arquitetura de distribuição de energia que integra e possibilita ações a todos os usuários a ela conec-tados, de modo a fornecer energia efi ciente, econômica e sustentável, é objeto de diversos projetos de Pesquisa e Desenvolvimento da Cemig, que conta com a parceria de outras empresas como o CPqD (Centro de Pesquisa e Desenvolvimento), Fitec (Fundação para Inovação Tecnológica) e a universidade Puc Minas. Preparar as distribuidoras para essa revolução, é também o objetivo da parceria fi rmada entre a Light e a Cemig, que através do desenvolvimento de um grande projeto de P&D, investirão recursos nessa nova tecnologia.

Tecnologia e alternativas energéticasA Cemig tem investido em projetos de utilização de fontes de energia renováveis, com destaque para biomassa, pequenas centrais hidrelétricas, energia solar e geração eólio-elétrica. Adicionalmente, tem investido também em projetos de uso racional da energia, co-geração e geração distribuída, utilizando diferentes combustíveis como hidrogênio, gás natural, álcool e biodiesel e também veículos elétricos.

Alinhada às preocupações globais acerca das mudanças climáticas, a Cemig busca alter-nativas para viabilizar um futuro sustentável, como por exemplo evitar a utilização de combustíveis fósseis (recurso não renovável) na geração de energia.

Divulgado em novembro de 2010, o 24º Balanço Energético do Estado de Minas Gerais (BEEMG), mostra que 53% da oferta de energia no Estado é proveniente de fontes renováveis. No país, este número é 46%, e no mundo, apenas 12,7%, evidenciando a matriz energética mineira como uma referência em termos de sustentabilidade e expli-citando o diferencial competitivo do Estado.

Workshop Projeto Copa do Mundo 2014

A Cemig está se preparando para atuar na infraestrutura energética para a Copa do Mundo 2014. Para isso a empresa já conta com equipes que estão encarregadas de fornecer as soluções de suprimento energético para todas as demandas que serão exigidas pelo evento. Dentre esses se situa o projeto Mineirão Solar, que prevê a utilização da cober-tura do novo Mineirão para a instalação de painéis fotovoltaicos e cuja energia será conectada à rede de distribuição e comercializada pela empresa.

Para dar o conhecimento e nivelar as informações, aconteceu em julho um workshop interno para divulgar além do projeto do Mineirão Solar, as iniciativas que outros órgãos da Cemig estão elaborando para garantir a segurança e qualidade de suprimento da energia elétrica.

Energia Eólica

Pioneira no setor, a Cemig foi a primeira concessionária brasileira a instalar uma usina eólica conectada ao sistema elétrico integrado, a Usina Eólio-Elétrica Experimental do Morro do Camelinho, em 1994. Atualmente, a Empresa desenvolve, em parceria com a Universidade Federal de Minas Gerais – UFMG - geradores eólio-elétricos de pequeno porte adaptados a instalações em regiões montanhosas, com potencial de atendimento a localidades remotas.

A Cemig lançou em maio de 2010 o Atlas Eólico de Minas Gerais, um mapeamento completo sobre a circulação geral dos ventos no território mineiro. Os dados coletados demonstram que a concentração das condições necessárias à implantação desses empre-endimentos em áreas consideradas mais promissoras permite vislumbrar oportunidades de investimento, com a diluição dos custos de acesso e conexão ao Sistema Interligado Nacional – SIN. O levantamento tem grande relevância por orientar empreendedores e investidores em energia eólica. Além disso, fornece uma idéia do montante energético que Minas Gerais dispõe.

Projetos de Pesquisa e Desenvolvimento

O programa conta com a parceria da FIEMG – Federação das Indústrias do Estado de Minas Gerais, que divulga as nossas demandas para a captação de propostas. Essas propostas são analisadas posteriormente pelo corpo técnico da Cemig, os chamados Fóruns Tecnológicos.

Por meio do edital público aberto, no período de 13/09 a 24/10/2010, foi lançado o Programa de Pesquisa e Desenvolvimento Cemig/ANEEL 2011, com a captação de 195 novas propostas, recebidas através do IEL/Fiemg.

Em 2010, além dos projetos em andamento foram celebrados 55 novos projetos de Pesquisa e Desenvolvimento dos programas de P&D Cemig D e Cemig GT 2009 e 2010.

Ao longo dos dez anos de existência do Programa de P&D Cemig/Aneel, foram apli-cados cerca de R$ 500 milhões, em 300 projetos de pesquisa, que resultaram no desen-volvimento de 43 novos equipamentos ou materiais, 49 sistemas, 79 novas metodolo-gias e melhorias de processo.

Efi ciência energética

O programa Energia Inteligente, da Cemig, é concebido sobre a ótica de que a energia é um insumo necessário não apenas à transformação de matérias-primas e à produção de bens, mas também à qualidade de vida e ao funcionamento de equipamentos de uso comum, como escolas e centros culturais e recreativos.

O programa Energia Inteligente traduz a preocupação da Cemig em atender aos clientes com qualidade e orientá-los sobre o uso correto e racional da energia elétrica. Isso traz benefícios aos clientes, ao meio ambiente e à Cemig. Alguns dos ganhos são: Redução de custos para o cliente e para o setor elétrico; Maior qualidade no fornecimento / aten-dimento ao cliente; Desenvolvimento sustentável do estado de Minas Gerais; Menores impactos ambientais com a postergação de investimento para expansão de rede.

Em 2010, foram realizados investimentos em Projetos do Programa de Efi ciência Energética na ordem de R$ 65 milhões que proporcionaram redução no consumo de energia de 71.333 MWh/ano e redução na Demanda de Ponta de 29,135 MW. Com esse Programa foram reduzidas, de forma indireta, a emissão de Gases de Efeito Estufa - GEE de 7.440 ton CO2e, uma vez que os programas foram realizados em instalações de terceiros. Também foi conseguida uma economia com energia, sufi ciente para abastecer aproximadamente 50.000 residências com consumo médio de 120 kWh/mês.

RESPONSABILIDADE SOCIAL

Como empresa prestadora de serviços públicos, a relação da Cemig com as comunidades onde atua não se restringe ao estágio de desenvolvimento econômico, mas também se refere diretamente ao estágio de desenvolvimento social.

Recursos Humanos

Os instrumentos de gestão destinados à administração de carreiras pela Cemig são carac-terizados como um conjunto de políticas e práticas que oferecem suporte a decisões individuais na carreira, o gerenciamento desta e a comunicação entre os empregados e Empresa. Além disso, objetivam auxiliar a sua administração de forma a torná-la estratégica e integradora, com transparência, honestidade de intenções, sentimentos de segurança e clareza de regras.

Atração e Retenção de Talentos

Considerando que o provimento de pessoal da Cemig é baseado nos pilares mobilidade interna, seleção interna e concurso público, a Cemig, após realizar os processos de mobilidade e de seleção interna no decorrer do ano de 2009, iniciou em 2010 a recom-posição do quadro de empregados através da realização dos concursos públicos para o preenchimento de cargos especializados nas empresas subsidiárias Cemig GT e Cemig D. Foram admitidos profi ssionais para atuarem nas áreas de Planejamento Energético e de Coordenação e Gestão de Transportes.

Adicionalmente, com a criação da empresa subsidiária Cemig Serviços S.A, reali-zou-se o concurso público 03/2010, visando a composição do seu quadro de pessoal com a oferta de 767 novos postos de trabalhos, para cargos de Auxiliar de Triagem, Agente de Unidades Consumidoras, Encarregados de Serviços de Unidades Consumi-doras, Técnico Administrativo, Técnico de Segurança do Trabalho e Administrador, em diversas regiões do estado de Minas Gerais. O processo admissional iniciará em meados de 2011, quando essa subsidiária estará com a infra-estrutura pronta para entrar em operação.

A Cemig, anualmente, investe no programa de estágios curriculares, oferecendo aos estudantes de nível universitário e aos técnicos profi ssionalizantes, oportunidades de complementação do ensino e da aprendizagem. No ano de 2010 foram recebidos 455 novos estagiários.

Programa de Desenvolvimento Gerencial

O Programa de Desenvolvimento da Liderança Cemig (PDLC) foca o desenvolvimento dos empregados das empresas do grupo Cemig designados para o exercício das funções de supervisores, gestores, gerentes e superintendentes, bem como dos empregados potenciais sucessores participantes do programa “Gestão Sucessória”, contemplando uma série de programas educacionais, dos quais se podem citar: Cemig Liderança em Gestão – Celig, Programa de Gestão Avançada, Programa de Desenvolvimento das Habilidades Pessoais para Potenciais Sucessores, Programa Trilhas da Liderança e Trilhas Internacionais.

Quadro de empregados

Número de empregados (*)

Empregados por Empresa

(*) Cemig Controladora, Cemig Distribuição e Cemig Geração e Transmissão S.A.

Cultura e SociedadeO quadro fi nal dos patrocínios socioculturais de 2010, com investimentos superiores a R$ 25,7 milhões, reforçou a característica da Cemig de continuidade nos projetos cultu-rais estruturadores, na medida de que todos os projetos de manutenção de espaços de educação permanente, como Museus, Bibliotecas e Teatros foram mantidos e também todos os festivais de extensão universitária.

Foram atendidas demandas em todos os segmentos da cultura e em cerca de 30 municí-pios de Minas, alem de BH, e contemplados projetos inovadores como o das Lendas do São Francisco, de Ronaldo Fraga, primeiro projeto de Moda aprovado junto ao Minis-tério da Cultura.

Nos patrocínios culturais a Empresa fi nanciou ações com recursos próprios como convê-nios de apoio as ações do Instituto Estrada Real e a parceria com a Secretaria de Estado da Cultura na Instalação do “Centro de Arte Popular Cemig”, que virá a compor os “Circuitos Culturais da Praça da Liberdade” – ação estratégica do Governo de Minas.

Os patrocínios em Cultura alcançaram o total de 192 projetos e os projetos sociais foram de aproximadamente 180.

As palavras de ordem foram continuidade, alinhamento com a estratégia da Empresa nos atributos Reputação e dimensão social e a atenção as políticas públicas, que garantem a perenidade e legitimação das ações.

Meio Ambiente

A Cemig possui uma Política Ambiental, publicada em 1990, da qual constam sete prin-cípios que orientam suas atividades e direcionam seus esforços relacionados à proteção do meio ambiente e ao desenvolvimento sustentável. Esses princípios são traduzidos em ações que têm a intenção de conscientizar empregados e parceiros sobre os princi-pais desafi os ambientais da Cemig e do mundo.

A Cemig desenvolve e gerencia uma série de iniciativas que buscam contribuir para o desenvolvimento sustentável. Dentre elas, podem-se destacar o programa de educação ambiental nas escolas, as reservas ambientais e os programas de preservação da fl ora e fauna, os programas direcionados à preservação de peixes e arborização urbana.



Recursos Aplicados em Meio Ambiente (R$ milhões)

Dimensão AmbientalA Cemig realiza uma série de atividades que visam à sustentabilidade ambiental. Dentre elas está o Programa de Educação e Comunicação Ambiental junto às comunidades do entorno dos seus reservatórios, estudantes, pescadores, ONGs, pesquisadores e forma-dores de opinião. A qualidade de água dos principais reservatórios é monitorada regu-larmente, em uma rede que contempla oito bacias hidrográfi cas de Minas Gerais e uma em Santa Catarina – Uruguai, 35 sub-bacias diferentes, perfazendo o total de 52 reser-vatórios e mais de 247 estações de coleta.No gráfi co a seguir pode ser observado o nível dos principais reservatórios de nossas usinas no exercício de 2010 comparado ao exercício de 2009.

Armazenamento Usinas CEMIG

Licenciamento AmbientalO Licenciamento Ambiental é conduzido de forma a assegurar a análise adequada de todos os estudos e relatórios desenvolvidos e o pronto atendimento aos órgãos ambien-tais competentes. Os estudos e monitoramentos são desenvolvidos por especialistas, o que inclui empresas de consultoria, centros de pesquisa e universidades.Em 2010 a Cemig obteve a renovação da Licença de Operação (LO) da UHE Irapé, a LOC do Sistema de Transmissão Regional Centro. O licenciamento ambiental das instalações de geração e transmissão da Cemig perfaz o total de 73%, apresentando aumento de 20% em relação a 2009.A Cemig possui 178 certifi cados de outorga vigentes, desses, nove foram obtidos em 2010 e dez estão em processo de aprovação pelo órgão competente.

Gestão de Resíduos

Em 2010, foram encaminhadas para reciclagem 680 mil lâmpadas fl uorescentes e de iluminação pública provenientes de toda a área de concessão da empresa. Além disso, foram recicladas 256 mil lâmpadas incandescentes.

Foram alienadas ou recicladas 3.226 toneladas de materiais e equipamentos, 18,5% a menos que em 2009, devido à redução na geração de transformadores, sucatas metá-licas, sucata de medidores, reatores e baterias, além de uma diminuição da alienação de óleos diversos. Foram regenerados e reutilizados pela própria Cemig 420 mil litros de óleo mineral isolante, retirados dos equipamentos elétricos.

No gráfi co a seguir estão apresentados o total de materiais reciclados ou reutilizados e de resíduos encaminhados para destinação fi nal – 2006 a 2010 – (toneladas).

Resíduos Gerados por Tipo de Destinação

Programas para a Ictiofauna A Cemig desenvolve, desde 2007, o Programa Peixe Vivo, com o compromisso de aumentar esforços na busca de soluções para evitar/mitigar impactos sobre a ictiofauna e ampliar os programas de conservação de peixes, em parceria com as comunidades, pescadores e universidades. O programa de peixamentos coordenado pelas Estações de Piscicultura de Volta Grande, Machado Mineiro e Itutinga, nos últimos cinco anos, soltou uma média de 520 mil indivíduos. Em 2010 foram soltos 522.851 indivíduos totalizando 11.749 kg de peixes soltos nos reservatórios da Cemig em 65 peixamentos.A Cemig está criando o Centro de Excelência em Ictiologia de Volta Grande (CEIVG), no Triângulo Mineiro. A intenção da Companhia é tornar o Centro uma referência nacional na gestão de recursos pesqueiros, desenvolvendo e transferindo tecnologia. Em parceria com órgãos ambientais e universidades, que terão o Centro como suporte de campo, será assegurado conhecimento e avanços no manejo da ictiofauna das bacias dos rios Grande, Araguari e Paranaíba.

Flora e FaunaPara ampliar o conhecimento e a disponibilização de informações sobre a fauna e fl ora em suas áreas de atuação, a Cemig mantém estações ambientais que somam mais de

quatro mil hectares em dois importantes biomas; a Mata Atlântica e o Cerrado. O conhe-cimento adquirido nesses estudos é compartilhado com a sociedade por meio de parce-rias e projetos de educação ambiental executados pela companhia.

Por meio de uma parceria fi rmada entre a Cemig e o IBAMA, na Estação Ambiental de Peti, é desenvolvido o Projeto ASAS - Área de Soltura de Aves Silvestres que em 2010 recebeu 638 animais provenientes de apreensões do tráfi co de animais. Por meio do projeto, os animais são recebidos, recuperados e reintroduzidos na natureza em locais criteriosamente defi nidos em semelhança ao habitat natural das espécies.

Na UHE Baguari, em seu Projeto de Refl orestamento das Margens do Reservatório, foram plantadas 97.275 mudas de 72 espécies diferentes da Mata Atlântica nas áreas de entorno do reservatório totalizando 112,52 hectares.

A qualidade da água dos reservatórios da Cemig é monitorada regularmente, em uma rede que contempla as principais bacias hidrográfi cas de Minas Gerais, perfazendo um total de 41 reservatórios e mais de 150 estações de coleta de dados físicos químicos e biológicos.

Arborização Urbana

A Cemig lançou em 2009, o Programa Especial de Manejo Integrado de Árvores e Redes – o Premiar- que tem como objetivo conduzir as políticas da Cemig voltadas para o manejo da arborização urbana junto a sistemas elétricos, com foco no convívio harmônico entre as árvores e a rede elétrica. A Cemig adota alternativas tecnológicas em redes de distribuição (redes protegidas e isoladas) para aprimorar a convivência entre as árvores urbanas e as redes de distribuição aérea.

Além disso, a Cemig realiza podas direcionais e ministra cursos de poda de árvores para diversas prefeituras do Estado de Minas Gerais.

Em 2010, o Premiar recebeu o prêmio de gestão ambiental 2010, promovido pela ONG Zeladoria do Planeta e patrocinou e apoiou a realização do Seminário Internacional de Planejamento Urbano, Arborização e Sistemas Elétricos – SIPASE;

O Geoárvores Web, lançado em 2010, é uma ferramenta que reúne informações sobre árvores, rede elétrica e limites territoriais de Belo Horizonte. As análises geradas por esse programa dão suporte às atividades de gestão e planejamento do Premiar, infl uen-ciando inclusive na tomada de decisões acerca do manejo de árvores urbanas.

Educação Ambiental

Desde 2001, a Cemig e suas subsidiárias integrais em parceria com a Fundação Biodi-versitas desenvolvem o Programa Cemig de Educação Ambiental nas Escolas - Terra da Gente, que em 2010 contemplou 318 escolas da região de Campo das Vertentes e Sul de Minas. Mais de 91 mil alunos receberam materiais pedagógicos especialmente elaborados para o programa e mais de 5,6 mil professores foram treinados.

Em 2010 o programa defi nido para a Semana do Meio Ambiente foi o Premiar. O tema geral do evento, “Viver em harmonia é uma arte”, foi baseado na convivência urbana com as árvores. Já o Programa de Educação Ambiental desenvolvido nas estações ambientais e usinas recebeu em 2010, 23.077 alunos e professores de diferentes escolas da capital e interior. Durante as visitas foram transmitidas informações sobre geração de energia e sua relação com o meio ambiente, bem como mensagens sobre o desenvolvi-mento sustentável e a necessidade de conservação dos ecossistemas.

Reconhecimentos – Prêmios

Como resultado dos esforços desenvolvidos pela Cemig em 2009, vários segmentos da sociedade reconheceram a excelência de suas atividades, resultando em várias premia-ções, dentre as quais destacamos:

Índice Dow Jones de Sustentabilidade

A Cemig foi selecionada, pelo 11º ano consecutivo, para compor a carteira do Dow Jones Sustainability World Index – DJSI World, em sua edição 2010/2011, juntamente com outras 318 empresas de 27 países. A Cemig continua sendo a única empresa do setor elétrico da América Latina a fazer parte desse índice internacional, desde 2000, quando foi anunciada a primeira edição do índice.

O levantamento para seleção das empresas abrangeu 2.500 empresas de 57 ramos indus-triais, em todo o mundo, sendo o processo de pesquisa e seleção auditado pela Deloitte. O índice é revisado anualmente com base em questionários enviados às empresas e, também, informações públicas disponíveis em relatórios anuais e websites que refl etem a atuação da empresa nas dimensões econômica, ambiental e social. O critério para seleção dessas empresas é conduzido pelo Sustainable Asset Management – SAM, empresa de gestão de ativos, independente, voltada para investimentos sustentáveis, com sede na Suíça.

Fazer parte do Índice Dow Jones de Sustentabilidade refl ete o compromisso da Cemig com a geração atual e com as gerações futuras. A Cemig busca continuamente apri-morar suas práticas de sustentabilidade empresarial, alinhando-se às melhores práticas de gestão corporativa, respeito ao meio ambiente e ao bem-estar da sociedade.

Índice de Sustentabilidade Empresarial da Bovespa - ISE

A Cemig foi selecionada, pela sexta vez consecutiva como componente do ISE – Índice de Sustentabilidade Empresarial da Bovespa - Bolsa de Valores de São Paulo. A Cemig se mantém no Índice desde sua criação, em 2005.

A nova carteira reúne 47 ações de 38 companhias. Elas representam 18 setores e somam R$ 1,17 trilhão em valor de mercado, o equivalente a 46,1% do valor de mercado total das companhias com ações negociadas na BM&FBOVESPA em 24/11/2010.

As participantes da nova carteira do ISE foram selecionadas entre 53 empresas, com análise das suas atuações nas dimensões econômica, ambiental, mudanças climáticas, social, governança corporativa e a natureza de seus produtos.

Prêmio Anefac-Fipecafi -Serasa – “Troféu Transparência”

A Cemig foi considerada, pela sétima vez consecutiva, uma das dez companhias mais transparentes do Brasil. A Companhia conquistou em 2010 o Troféu Transparência (Prêmio Anefac-Fipecafi -Serasa), conferido à Empresa pela qualidade e clareza de suas demonstrações contábeis relativas ao ano de 2009, na categoria empresas de capital aberto com faturamento acima R$ 8 bilhões.

A escolha deveu-se à apuração técnica e independente da Fundação Instituto de Pesquisas Atuariais e Financeiras – Fipecafi , ligada à Universidade de São Paulo – USP, que anali-saram mais de 700 balanços de empresas que atuam no Brasil, em todos os setores da economia.

As demonstrações fi nanceiras elaboradas com qualidade e transparência reduzem a percepção de riscos dos investidores, implicam em ganhos para a companhia no momento de captação de recursos e impacta positivamente no valor de suas ações.

Prêmio Índice de Satisfação Percebida pela ANEEL

A Empresa fi cou em segundo lugar no Prêmio Índice Aneel de Satisfação do Consu-midor (Iasc) em 2010, na categoria “Região Sudeste acima de 400 mil unidades consu-midoras”.

Promovido pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), o Iasc premia as distri-buidoras de energia mais bem avaliadas pelos consumidores brasileiros durante o ano. A Cemig obteve um índice de 70,26 de satisfação, fi cando acima da média na categoria, que foi de 65,87.

Prêmio Brasil de Meio Ambiente

A Cemig Geração e Transmissão foi escolhida como vencedora do 4º Prêmio Brasil de Meio Ambiente na categoria “Melhor Trabalho de Preservação em Fauna e Flora”. A concessionária concorreu com o Programa Peixe Vivo, criado em 2007 com o objetivo de preservar as espécies nativas de peixes nas bacias hidrográfi cas onde a Empresa tem usinas, favorecendo as comunidades que utilizam os recursos hídricos como fator de desenvolvimento.

Índice Carbono Efi ciente – ICO2

A Cemig foi selecionada para compor o Índice Carbono Efi ciente – ICO2 para o período 2010-2011. O Índice Carbono Efi ciente é composto pelas ações das companhias partici-pantes do índice IBrX-50 que aderirem à iniciativa, levando em consideração, na ponde-ração das ações participantes, as emissões de Gases de Efeito Estufa das empresas.

Na nova carteira do Índice Carbono Efi ciente para o período 2010-2011, a Cemig aumentou a sua participação, em relação ao IBrX-50, de 1,196% para 2,275% corres-pondendo a 53,8% das ações das empresas do setor elétrico no ICO2.

A participação expressiva da Cemig nesse Índice refl ete o compromisso da empresa em desenvolver ações para minimização das emissões de Gases de Efeito Estufa com destaque para a geração de energia por fontes renováveis.

Prêmio Abap de Sustentabilidade: Multiplicadores, Marketing Sustentável e Marca Sustentável

A Cemig foi vencedora do 2º Prêmio Abap de Sustentabilidade, promovido pela Asso-ciação Brasileira das Agências de Publicidade - Capítulo Minas Gerais, vencendo três categorias, Multiplicadores, Marketing Sustentável e Marca Sustentável.

O 2º Prêmio Abap de Sustentabilidade, que visa reconhecer e destacar o trabalho desen-volvido pelas empresas em prol do desenvolvimento cultural e socioambiental do Estado.

Prêmio IR Magazine Awards Brasil 2010 – Melhor encontro com comunidade de analistas

Confi rmando sua excelência na comunicação com analistas e nas relações com seus investidores, a Cemig conquistou o prêmio IR Magazine Awards Brazil 2010, na cate-goria “Melhor encontro com a comunidade de analistas (empresas large cap)”.

O reconhecimento nessa categoria se deve ao 14º Encontro Anual Cemig – Apimec, promovido pela Empresa e pela Associação de Analistas e Profi ssionais de Investimento do Mercado de Capitais (Apimec), em maio de 2009, contando com a participação de analistas e profi ssionais do mercado fi nanceiro do Brasil e do exterior.

O IR Magazine Awards Brazil é promovido pela IR Magazine – a revista internacional mais importante sobre relações com investidores, em conjunto com a Revista RI – prin-cipal publicação brasileira sobre o tema, e o Instituto Brasileiro de Relações com Inves-tidores (Ibri). Na sexta edição da premiação, a lista de indicados contou com a partici-pação de 41 empresas, sendo 11 delas reconhecidas como as melhores do ano.

Classifi cação entre as 10 melhores empresas em desenvolvimento humano

O Indicador de Desenvolvimento Humano Organizacional (IDHO) foi criado em 2007 pela Revista Gestão RH. Idealizada conforme o Índice de Desenvolvimento Humano (IDH), que mensura o desenvolvimento humano nos países (educação, saúde, longe-vidade e renda per capita), a pesquisa tem por objetivo analisar as principais práticas adotadas no mercado corporativo, utilizando como base o ranking das “1000 Maiores Empresas Brasileiras – Melhores & Maiores”, da Revista Exame.

Na quarta edição da pesquisa, a Cemig fi gurou entre as “10 Melhores Empresas em IDHO”, recebendo destaque ainda na dimensão “Capital Humano”. O levantamento abrange cinco dimensões: Sustentabilidade, Cidadania Corporativa, Governança Corpo-rativa, Capital Humano e Transparência.

12º Prêmio Abrasca Melhor Relatório Anual – Menção Honrosa governança Corporativa

A Cemig teve seu Relatório Anual de 2009 reconhecido pelo 12° Prêmio Abrasca Melhor Relatório Anual, concedido pela Associação Brasileira das Companhias Abertas (Abrasca). A Empresa fi cou em 2° lugar no ranking das companhias abertas, além de ter recebido Menção Honrosa por sua governança corporativa. A premiação é o maior reconhecimento que uma empresa brasileira pode receber por seu relatório anual.

A colocação demonstra que o Relatório Anual da Empresa tem clareza, transparência, qualidade de informações e caráter inovador, critérios avaliados pela Abrasca. Já a menção honrosa signifi ca que a Cemig é um exemplo de governança corporativa e que busca as melhores práticas. A Companhia participa do Prêmio Abrasca Melhor Rela-tório Anual desde 2002.

Prêmio Nacional da Qualidade

A Cemig Distribuição foi classifi cada como fi nalista do Prêmio Nacional da Qualidade (PNQ) 2010. Esse reconhecimento é resultado da análise fi nal da comissão julgadora e representa que a Empresa atendeu de forma balanceada aos Fundamentos da Exce-lência, demonstrando bons resultados no desempenho de sua gestão, podendo ser consi-derada como referencial de excelência em muitas práticas e resultados.

Concedido todos os anos pela Fundação Nacional da Qualidade (FNQ), o PNQ é o mais importante prêmio de gestão no Brasil. A pontuação obtida em 2010, a mais alta dentre as participações anteriores da Cemig, representará também uma pontuação signifi cativa no Prêmio da Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (Abradee).

Status de Prime

A Cemig recebeu, pela segunda vez consecutiva, o status de Prime (B-) pela Oekom-Rese-arch, agência alemã de rating de sustentabilidade. Com a classifi cação Prime, a Cemig se qualifi ca a receber investimentos das instituições que consideram os critérios da Oekom. Somados, os investimentos dessas instituições representam 90 bilhões de euros.

O status de Prime é concedido às empresas consideradas líderes mundiais em seus setores industriais e que atendem aos padrões específi cos de sustentabilidade. No caso da Cemig, o rating obtido foi Prime (B-) o que classifi ca a Empresa como uma das líderes no setor de companhias de serviços públicos (“utilities”) mundial, que engloba as prestadoras de serviço de energia elétrica, distribuição de gás, saneamento e outros serviços de utilidade pública.

CONSIDERAÇÕES FINAIS

A Administração da CEMIG é grata ao Governo de Minas, nosso acionista majoritário, pela confi ança e apoio constantemente manifestados durante o ano. Estende também os agradecimentos às demais autoridades federais, estaduais e municipais, às comunidades servidas pela Companhia, aos acionistas e demais investidores e, em especial, à dedi-cação de seu qualifi cado corpo de empregados.



BALANÇO SOCIAL CONSOLIDADO

Membros Efetivos Membros SuplentesDorothea Fonseca Furquim Werneck Paulo Sérgio Machado Ribeiro

Djalma Bastos de Morais Lauro Sérgio Vasconcelos DavidArcângelo Eustáquio Torres Queiroz Franklin Moreira Gonçalves

Antônio Adriano Silva Marco Antonio Rodrigues da CunhaFrancelino Pereira dos Santos Luiz Antônio Athayde Vasconcelos

Maria Estela Kubitschek Lopes Fernando Henrique Schuffner NetoJoão Camilo Penna Guilherme Horta Gonçalves Júnior

Guy Maria Vilela Paschoal Cezar Manoel de MedeirosEduardo Borges de Andrade Ricardo Antônio Mello CastanheiraOtávio Marques de Azevedo Renato Torres de Faria

Paulo Roberto Reckziegel Guedes Newton Brandão Ferraz RamosRicardo Coutinho de Sena Paulo Márcio de Oliveira MonteiroSaulo Alves Pereira Junior Tarcísio Augusto Carneiro

COMPOSIÇÃO DOS CONSELHOS E DA DIRETORIA

RELAÇÕES COM INVESTIDORES

Nome CargoDjalma Bastos de Morais Diretor-PresidenteArlindo Porto Neto Diretor Vice-PresidenteJosé Carlos de Mattos Diretor de Distribuição e ComercializaçãoLuiz Fernando Rolla Diretor de Finanças, Relações com Investidores

e Controle de ParticipaçõesFernando Henrique Schüffner Neto Diretor de Desenvolvimento de Negócios e

Controle Empresarial das Controladas e ColigadasLuiz Henrique de Castro Carvalho Diretor de Geração e TransmissãoFrederico Pacheco de Medeiros Diretor de Gestão EmpresarialFuad Jorge Noman Filho Diretor de GásJosé Raimundo Dias Fonseca Diretor ComercialMaria Celeste Morais Guimarães Diretora JurídicaLuiz Henrique Michalick Diretor de Relações Institucionais e Comunicação

Membros Efetivos Membros SuplentesAristóteles Luiz MenezesVasconcellos Drummond

Marcus Eolo deLamounier Bicalho

Luiz Guaritá Neto Ari Barcelos da Silva

Thales de Souza Ramos Filho Aliomar Silva Lima

Vicente de Paulo Barros Pegoraro Newton de Moura

Helton da Silva Soares Rafael Cardoso Cordeiro

CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO CONSELHO FISCAL DIRETORIA EXECUTIVA

Superintendência de Relações com InvestidoresTelefones: (31) 3506-5024 – 3506-5028 • Fax: (31) 3506-5025 - 3506-5026

Endereço eletrônicoSite: www.cemig.com.br • E-Mail: [email protected]

1) Base de Cálculo 2010 2009Valor (Mil Reais) Valor (Mil Reais)

Receita Líquida (RL) .................................................................................................................................................................. 12.863.330 12.158.312Resultado Operacional (RO) ...................................................................................................................................................... 3.646.795 3.691.792Folha de Pagamento Bruta (FPB) ............................................................................................................................................. 1.071.921 1.090.580

2) Indicadores Sociais Internos ...................................................................................................................................................... Valor (Mil R$) % Sobre FPB % Sobre RL Valor (Mil R$) % Sobre FPB % Sobre RLAlimentação .................................................................................................................................................................................. 78.643 7,34 0,61 74.055 6,79 0,61Encargos sociais compulsórios ..................................................................................................................................................... 268.002 25,00 2,08 236.536 21,69 1,95Previdência privada ....................................................................................................................................................................... 107.038 9,99 0,83 150.142 13,77 1,23Saúde ............................................................................................................................................................................................. 43.002 4,01 0,33 35.173 3,23 0,29Segurança e medicina no trabalho ................................................................................................................................................ 11.001 1,03 0,09 10.957 1,00 0,09Educação ....................................................................................................................................................................................... 1.256 0,12 0,01 202 0,02 0,00Cultura ........................................................................................................................................................................................... 24.987 2,33 0,19 926 0,08 0,01Capacitação e desenvolvimento profi ssional ................................................................................................................................ 38.687 3,61 0,30 29.472 2,70 0,24Creches ou auxílio-creche ............................................................................................................................................................. 1.814 0,17 0,01 1.767 0,16 0,01Participação nos lucros ou resultados ........................................................................................................................................... 325.085 30,33 2,53 238.554 21,87 1,96Outros ............................................................................................................................................................................................ 31.256 2,92 0,24 15.799 1,45 0,13Total - Indicadores Sociais Internos .............................................................................................................................................. 930.771 86,83 7,24 793.583 72,77 6,53

3) Indicadores Sociais Externos Valor (Mil R$) % Sobre RO % Sobre RL Valor (Mil R$) % Sobre RO % Sobre RLEducação ....................................................................................................................................................................................... 401 0,01 0,00 2.805 0,08 0,02Cultura ........................................................................................................................................................................................... 18.578 0,51 0,14 28.588 0,77 0,24Outros Doações/Subvenções/Projeto ASIN/ Esporte .................................................................................................................... 58.460 1,60 0,45 13.972 0,38 0,11Total das Contribuições para a Sociedade..................................................................................................................................... 77.440 2,12 0,60 45.365 1,23 0,37Tributos (excluídos encargos sociais) ........................................................................................................................................... 6.929.903 190,03 53,87 6.928.957 187,69 56,99Total – Indicadores Sociais Externos ............................................................................................................................................ 7.084.782 194,27 55,08 6.974.322 188,91 57,36

4) Indicadores Ambientais Valor (Mil R$) % Sobre RO % Sobre RL Valor (Mil R$) % Sobre RO % Sobre RLInvestimentos relacionados com produção/operação da empresa 86.686 2,38 0,67 90.322 2,93 0,77Quanto ao estabelecimento de metas anuais para minimizar resíduos, o consumo em geral na produção/operação e aumentar a efi cácia na utilização de recursos naturais, a empresa:

( x ) não possui metas( ) cumpre de 0 a 50%( ) cumpre de 51 a 75%( ) cumpre de 76 a 100%

( x ) não possui metas( ) cumpre de 0 a 50%( ) cumpre de 51 a 75%( ) cumpre de 76 a 100%

5) Indicadores do Corpo FuncionalNº de empregados (as) ao fi nal do período ................................................................................................................................... 8.859 9.746Nº de admissões durante o período ............................................................................................................................................... 6 –Nº de empregados (as) terceirizados (as) ...................................................................................................................................... ND NDNº de estagiários (as) ..................................................................................................................................................................... 455 419Nº de empregados (as) acima de 45 anos ...................................................................................................................................... 3.255 4.011Nº de mulheres que trabalham na empresa .................................................................................................................................. 1.149 1.325% de cargos de chefi a ocupados por mulheres .............................................................................................................................. 14,28 12,55Nº de negros (as) que trabalham na empresa ................................................................................................................................ 2.798 3.020% de cargos de chefi a ocupados por negros (as) .......................................................................................................................... 12,54 11,98Nº de portadores (as) de defi ciência ou necessidades especiais .................................................................................................... 54 49

6) Informações relevantes quanto ao exercício da cidadania empresarial 2010 Metas 2011Relação entre maior e a menor remuneração na empresa ............................................................................................................. 18,12 NDNúmero total de acidentes de trabalho .......................................................................................................................................... 96 NDOs projetos sociais e ambientais desenvolvidos pela empresa foram defi nidos por: ( ) direção ( ) todos (as) empregados (as)

( x ) direção e gerências( ) direção ( ) todos (as) empregados (as)( x ) direção e gerências

Os padrões de segurança e salubridade no ambiente de trabalho foram defi nidos por: ( ) direção e gerências ( ) Todos (as) + CIPA( x ) todos (as) empregados (as)

( ) direção e gerências ( ) Todos (as) + CIPA( x ) todos (as) empregados (as)

Quanto a liberdade sindical, ao direito de negociação coletiva e à representação interna dos (as) trabalhadores (as), a empresa:

( ) não se envolve ( ) incentiva e segue a OIT( x ) segue as normas da OIT

( ) não se envolverá ( ) incentivará e seguirá a OIT( x ) seguirá as normas da OIT

A previdência privada contempla: ( ) direção ( x ) todos (as) empregados (as)( ) direção e gerências

( ) direção ( x ) todos (as) empregados (as)( ) direção e gerências

A participação nos lucros ou resultados contempla: ( ) direção ( x ) todos (as) empregados (as)( ) direção e gerências

( ) direção ( x ) todos (as) empregados (as)( ) direção e gerências

Na seleção dos fornecedores, os mesmos padrões éticos e de responsabilidade social e ambiental adotados pela empresa: ( ) não são considerados ( x ) são Exigidos( ) são sugeridos

( ) não serão considerados ( x ) serão exigidos( ) serão sugeridos

Quanto à participação de empregados (as) em programas de trabalho voluntário, a empresa: ( ) não se envolve ( x ) organiza e incentiva( ) apoia

( ) não se envolverá ( x ) organizará e incentivará( ) apoiará

Número total de reclamações e críticas de consumidores (as): na empresa ND na Justiça ND no Procon ND

na empresa ND na Justiça ND no Procon ___ND__

% de reclamações e críticas solucionadas: na empresa ND % na Justiça ND no Procon ND %

na empresa ND _% na Justiça ND no Procon ND %

Valor adicionado total a distribuir (em mil R$) Em 2010: 12.562.498 Em 2009: 12.269.294Distribuição do Valor Adicionado (DVA) 56,31% governo 8,99% acionistas

11,93% colaboradores (as) 13,78% terceiros8,99% retido

59,49% governo 7,59% acionistas12,54% colaboradores (as) 9,99% terceiros10,39% retido

7) Outras InformaçõesI. Do total dos investimentos em meio ambiente, no ano de 2010, cerca de R$ 25,43 milhões referem-se aos programas socioambientais implementados durante a construção de novas usinas hidrelétricas e Linhas de Transmissão.II. Os resíduos gerados são quantifi cados e controlados de acordo com procedimentos corporativos de manuseio, transporte, armazenagem e destinação fi nal. Esses procedimentos tendem a evoluir para a determinação de metas anuais de redução de resíduos. III. Merece destaque a reciclagem de lâmpadas fl uorescentes e de iluminação pública em toda a área de concessão da Companhia, totalizando no ano de 2010, 595 mil lâmpadas. Além disso, foram regenerados e reutilizados, também em 2010, aproximadamente 105 mil litros de óleo mineral isolante retirados dos transformadores colocados fora de operação.III. A quantifi cação do consumo de energia elétrica e combustível é realizada anualmente e não possuem metas de redução. IV. Foram alienados ou reciclados 2.900 toneladas de material e equipamentos. Dentre os materiais estão isoladores de porcelana, sucatas metálicas de medidores, reatores, cabos, fi os e baterias.* Foram contabilizados na linha “Investimentos relacionados com a produção/operação da empresa”.


BALANÇOS PATRIMONIAISEM 31 DE DEZEMBRO DE 2010 E 2009 E EM 01 DE JANEIRO DE 2009 - (Em milhares de reais)

CIRCULANTECaixa e Equivalentes de Caixa ............. 6 2.979.693 4.424.959 2.283.937 302.741 656.704 256.906Títulos e Valores Mobiliários – Aplicação Financeira .......................... 321.858 − − 55 − −Consumidores e Revendedores ............ 7 2.262.585 2.277.907 2.018.296 − − −Concessionários - Transporte de Energia ........................................... 400.556 366.984 433.104 − − −Ativo Financeiro da Concessão ........... 12 625.332 222.173 140.603 − − −Tributos Compensáveis ........................ 8 a 374.430 357.027 318.650 5.233 8.208 11.573Imposto de Renda e Contribuição Social a recuperar ............................... 8 b 489.813 530.325 457.597 − − −Dividendos a Receber .......................... − − − 230.405 1.362.451 1.436.822Estoques ............................................... 41.080 35.032 35.830 16 17 17Outros Créditos .................................... 590.229 402.567 475.431 13.889 14.124 21.582

TOTAL DO CIRCULANTE ............. 8.085.576 8.616.974 6.163.448 552.339 2.041.504 1.726.900

NÃO CIRCULANTEContas a Receber do Governo do Estado de Minas Gerais ...................... 11 1.837.088 1.823.644 1.800.873 − − −Fundo de Investimentos em Direitos Creditórios ........................... 11 − − − 946.571 872.638 810.593Impostos de Renda e Contribuição Social Diferidos .................................. 9 1.800.567 1.107.775 1.728.175 345.472 132.816 176.044Tributos Compensáveis ........................ 8 a 139.883 115.200 98.369 426 426 426Imposto de Renda e Contribuição Social a recuperar ............................... 8 b 83.438 117.732 173.683 80.117 111.469 173.683Depósitos Vinculados a Litígios .......... 10 1.027.206 693.365 439.830 195.517 153.340 130.040Consumidores e Revendedores ............ 7 95.707 161.239 90.529 − − −Outros Créditos .................................... 114.207 115.114 132.003 31.737 85.351 68.372Ativo Financeiro da Concessão ........... 12 7.315.756 5.508.462 2.890.881 − − −Investimentos ....................................... 13 24.206 25.955 36.689 11.313.969 9.449.272 8.244.664Imobilizado .......................................... 14 8.228.513 8.302.923 8.039.089 2.066 1.879 2.034Intangível ............................................. 15 4.803.687 3.705.267 3.950.388 838 1.544 2.543

TOTAL DO NÃO CIRCULANTE ... 25.470.258 21.676.676 19.380.509 12.916.713 10.808.735 9.608.399

TOTAL DO ATIVO ............................ 33.555.834 30.293.650 25.543.957 13.469.052 12.850.239 11.335.299

Nota

ConsolidadoIFRS

ControladoraBRGAAP

2010 2009 01/01/2009 2010 2009 01/01/2009 Nota

ConsolidadoIFRS

ControladoraBRGAAP

2010 2009 01/01/2009 2010 2009 01/01/2009

CIRCULANTE Fornecedores .................................... 16 1.121.009 852.195 891.821 1.687 14.275 7.134 Encargos Regulatórios ...................... 19 384.415 324.234 488.835 − − − Participações nos Lucros .................. 116.183 97.878 116.955 5.129 3.774 4.502 Impostos, Taxas e Contribuições ...... 17 403.533 419.491 419.565 32.836 32.838 31.990 Imposto de Renda e Contribuição Social .............................................. 17 137.035 127.108 114.035 − − − Juros sobre Capital Próprio e Dividendos a Pagar ........................... 1.153.895 953.789 960.129 1.153.895 953.789 960.129 Empréstimos e Financiamentos ....... 18 1.573.885 5.878.470 881.880 373.599 23.358 6.740 Debêntures ....................................... 18 628.681 780.576 398.268 − − − Salários e Contribuições Sociais ...... 243.258 353.291 293.894 12.478 18.423 16.117 Obrigações Pós-emprego .................. 20 99.220 94.041 83.097 3.703 4.108 3.907 Provisão para Perdas em Instru- mentos Financeiros ......................... 69.271 78.305 98.628 − − − Dívidas com Pessoas Ligadas .......... − − − 6.687 10.839 10.003 Outras Obrigações ............................ 472.973 320.219 439.378 14.655 20.605 20.623 TOTAL DO CIRCULANTE .......... 6.403.358 10.279.597 5.186.485 1.604.669 1.082.009 1.061.145

NÃO CIRCULANTE Encargos Regulatórios ...................... 19 142.481 152.303 20.521 Empréstimos e Financiamentos ........ 18 6.244.475 4.044.281 4.824.307 36.794 55.190 73.587 Debêntures ........................................ 18 4.779.449 589.620 1.240.283 − − − Impostos, Taxas e Contribuições ...... 17 a 692.803 326.545 122.732 − − − Imposto de Renda e Contribuição Social .............................................. 17 b 1.065.399 988.713 1.046.832 Provisões e Contingências Judiciais ... 21 370.907 562.027 721.729 187.553 383.911 397.362 Concessões a Pagar .......................... 117.802 79.817 75.689 − − − Obrigações Pós-emprego .................. 20 2.061.608 1.914.986 2.039.279 92.349 87.433 87.308 Outras Obrigações ............................ 201.419 190.260 159.455 71.554 76.195 30 TOTAL DO NÃO CIRCULANTE . 15.676.343 8.848.552 10.250.827 388.250 602.729 558.287TOTAL DO PASSIVO ....................... 22.079.701 19.128.149 15.437.312 1.992.919 1.684.738 1.619.432PATRIMÔNIO LÍQUIDO ATRI- BUÍDO AOS CONTROLADORES .. 22 Capital Social ................................... 3.412.073 3.101.884 2.481.508 3.412.073 3.101.884 2.481.508 Reservas de Capital .......................... 3.953.850 3.969.099 3.983.021 3.953.850 3.969.099 3.983.021 Reservas de Lucros ........................... 2.873.253 3.177.248 2.859.920 2.873.253 3.177.248 2.859.920 Ajustes de Avaliação Patrimonial ..... 1.210.605 1.343.383 1.495.823 1.210.605 1.343.383 1.495.823 Ajustes Acumulados de Conversão .. (772) 150 61 (772) 150 61 Recursos Destinados a Aumento de Capital ........................................ 27.124 27.124 27.124 27.124 27.124 27.124 Prejuízos Acumulados ...................... − (453.387) (1.131.590) − (453.387) (1.131.590) 11.476.133 11.165.501 9.715.867 11.476.133 11.165.501 9.715.867 PARTICIPAÇÕES DOS ACIONISTAS NÃO CONTROLADORES ................... − − 390.778 − − − TOTAL DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO ...................................... 11.476.133 11.165.501 10.106.645 11.476.133 11.165.501 9.715.867TOTAL DO PASSIVO E DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO ............... 33.555.834 30.293.650 25.543.957 13.469.052 12.850.239 11.335.299

ATIVO PASSIVO

As Notas Explicativas são parte integrante das Demonstrações Contábeis.

DEMONSTRAÇÕES DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO DA CONTROLADORA E CONSOLIDADOPARA OS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2010 E 2009 (Em milhares de reais)

CapitalSocial

Reservasde Capital

Reservasde Lucros

Ajustes de avaliação

patrimonial

Ajustes Acumulados de Conversão

PrejuízosAcumulados

Recursos Destinados a

Aumento de Capital

Total do Patrimônio Líquido Atribuível aos Controladores

Participação dos acionistas não controladores

Total do Patrimônio

Líquido

SALDOS EM 1 DE JANEIRO DE 2009 ............................................................................... 2.481.508 3.983.021 2.859.920 1.495.823 61 (1.131.590) 27.124 9.715.867 390.778 10.106.645 Lucro Líquido do Exercício ....................................................................................................... − − − − − 2.133.537 − 2.133.537 72.801 2.206.338 Outros resultados abrangentes: .................................................................................................. Diferenças cambiais de conversão de operações no exterior ................................................. − − − − 89 − − 89 − 89 Total do lucro abrangente do exercício .............................................................................. − − − − 89 2.133.537 − 2.133.626 72.801 2.206.427

Transações com acionistas registradas diretamente no Patrimônio Líquido ............................. Dividendos (R$ 1,50 por ação) .............................................................................................. − − − − − (930.702) − (930.702) − (930.702) Outras mutações no Patrimônio Líquido ................................................................................... Cisão da RME – Eliminação de acionistas não controladores ................................................ (463.579) (463.579) Aumento de Capital ................................................................................................................. 620.376 (13.922) (606.454) − − − − − − − Aquisição de controladas em conjunto – Efeito refl exo da adoção das novas normas contábeis ................................................................................................... − − − − − 246.710 − 246.710 − 246.710 Constituição de Reservas ......................................................................................................... Reserva Legal ........................................................................................................................ − − 93.070 − − (93.070) − − − − Retenção de Lucros ................................................................................................................ − − 830.712 − − (830.712) − − − − Realização de Reservas............................................................................................................ Ajustes de avaliação patrimonial – custo atribuído de imobilizado ...................................... − − − (152.440) − 152.440 − − −

SALDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2009 ........................................................................ 3.101.884 3.969.099 3.177.248 1.343.383 150 (453.387) 27.124 11.165.501 − 11.165.501

Lucro Líquido do Exercício ....................................................................................................... − − − − − 2.257.976 − 2.257.976 − 2.257.976 Outros resultados abrangentes: .................................................................................................. Diferenças cambiais de conversão de operações no exterior ................................................... − − − − (922) − − (922) − (922) Instrumentos Financeiros de hedge de fl uxo de caixa ............................................................. − − − 1.393 − − − 1.393 − 1.393 Total do lucro abrangente do exercício ................................................................................ − − − 1.393 (922) 2.257.976 2.258.447 − 2.258.447

Transações com acionistas registradas diretamente no Patrimônio Líquido ............................. Dividendos ordinários (R$ 1,65 por ação) ............................................................................... − − − − − (1.128.988) − (1.128.988) − (1.128.988) Dividendos extraordinários (R$1,32 por ação) ........................................................................ − − (900.000) − − − − (900.000) − (900.000) Dividendo adicional proposto (R$ 0,10 por ação) ................................................................... − − 67.086 − − (67.086) − − − − Outras mutações no Patrimônio Líquido ................................................................................... − − − − − − − − − Aumento do Capital Social ...................................................................................................... 310.189 (15.249) (294.940) − − − − − − Aquisição de controladas em conjunto – Efeito refl exo da adoção das novas normas contábeis ................................................................................................... − − − − − 81.173 − 81.173 − 81.173 Constituição de Reservas ........................................................................................................... − − − − − − − − Reserva Legal ........................................................................................................................ − − 112.899 − − (112.899) − − − Retenção de Lucros ................................................................................................................ − − 710.960 − − (710.960) − − − Realização de Reservas............................................................................................................ − − − − − − − − Ajustes de avaliação patrimonial – custo atribuído de imobilizado ...................................... − − − (134.171) − 134.171 − − −

SALDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2010 ........................................................................ 3.412.073 3.953.850 2.873.253 1.210.605 (772) − 27.124 11.476.133 − 11.476.133




DEMONSTRAÇÕES DOS FLUXOS DE CAIXAPARA OS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2010 E 2009 (Em milhares de reais)

DEMONSTRAÇÕES DE RESULTADOS - PARA OS EXERCÍCIOS FINDOSEM 31 DE DEZEMBRO DE 2010 E 2009 (Em milhares de reais, exceto lucro líquido por ação)

Nota

Consolidado IFRS

ControladoraBRGAAP

2010 2009 2010 2009

RECEITA ..................................................................................... 23 12.863.330 12.158.312 432 345CUSTOS OPERACIONAIS ....................................................... 24 CUSTO COM ENERGIA ELÉTRICA E GÁS Energia Elétrica Comprada para Revenda ................................. 24c (3.721.585) (3.199.373) − − Encargos de Uso da Rede Básica de Transmissão ..................... (728.839) (853.035) − − Gás Comprado para Revenda ..................................................... (225.398) (166.535) − − (4.675.822) (4.218.943) − − CUSTO DE OPERAÇÃO Pessoal e Administradores ......................................................... 24a (967.117) (925.949) − − Participação dos Empregados e Administradores no Resultado ..... (312.781) (238.554) − − Materiais ..................................................................................... (125.613) (106.360) − − Matéria-Prima e Insumos para Produção de Energia ................. − (4.070) − − Serviços de Terceiros .................................................................. 24b (804.921) (639.108) − − Depreciação e Amortização ........................................................ (866.709) (871.668) − − Provisões Operacionais .............................................................. 24d (14.202) (45.837) − − Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos .... (140.404) (146.083) − − Outras ......................................................................................... 24e (190.000) (79.969) − − (3.421.747) (3.057.598) − −

CUSTOS DE CONSTRUÇÃO .................................................... (200.002) (119.176)

CUSTO TOTAL ........................................................................... (8.297.571) (7.395.717) − −

LUCRO BRUTO .......................................................................... 4.565.759 4.762.595 432 345

DESPESA OPERACIONAL ...................................................... 24 Despesas com Vendas ................................................................. (283.180) (183.899) − − (Despesas) Reversões Gerais e Administrativas ........................ (367.141) (676.909) 30.618 (46.008) Outras Despesas Operacionais ................................................... (268.643) (209.995) (9.339) (17.972) (918.964) (1.070.803) 21.279 (63.980)

Resultado Operacional antes do Resultado de Equivalência Patrimonial e Resultado Financeiro .................. 3.646.795 3.691.792 21.711 (63.635)Resultado de Equivalência Patrimonial ..................................... − − 2.104.382 2.326.906Receitas Financeiras ....................................................................... 25 849.098 833.166 63.494 41.467Despesas Financeiras ..................................................................... 25 (1.673.607) (1.187.657) (66.213) (44.948)

Resultado antes dos Impostos ..................................................... 2.822.286 3.337.301 2.123.374 2.259.790

Imposto de Renda e Contribuição Social ...................................... 9 (871.930) (895.561) (118.746) (115.749)Imposto de Renda e Contribuição Social Diferidos ....................... 9 307.620 (235.402) 253.348 (10.504)RESULTADO DO EXERCÍCIO ................................................ 2.257.976 2.206.338 2.257.976 2.133.537Resultado atribuível aos acionistas Controladores da Companhia 2.257.976 2.133.537 2.257.976 2.133.537Resultado atribuível aos acionistas não controladores ................... − 72.801 − −

Lucro Básico por ação preferencial e ordinária ........................ 3,41 3,69 3,41 3,69Lucro Diluído por ação preferencial e ordinária ...................... 3,41 3,69 3,41 3,69

Nota

Consolidado IFRS

ControladoraBRGAAP

2010 2009 2010 2009

RESULTADO DO EXERCÍCIO ................................................ 2.257.976 2.206.338 2.257.976 2.133.537OUTROS RESULTADOS ABRANGENTESDiferenças cambiais de conversão de operações no exterior ......... (922) 89 (922) 89Instrumentos fi nanceiros de hedge de fl uxo de caixa ..................... 1.393 − 1.393 −

RESULTADO ABRANGENTE DO EXERCÍCIO ................... 2.258.447 2.206.427 2.258.447 2.133.626Resultado abrangente atribuível aos acionistas controladores ....... 2.258.447 2.133.626 2.258.447 2.133.626Resultado abrangente atribuível aos acionistas não controladores ..... − 72.801 − −

FLUXOS DE CAIXA DAS ATIVIDADES OPERACIONAISResultado do Exercício .................................................................................. 2.257.976 2.206.338 2.257.976 2.133.537 Despesas (Receitas) que não afetam o caixa e equivalentes de caixa Impostos de Renda e Contribuição Social .................................................. (307.620) 235.402 (253.348) 10.504 Depreciação e Amortização ........................................................................ 895.581 895.150 222 1.738 Baixas Líquidas de Imobilizado e Intangível ............................................. 502 21.990 823 9 Resultado de Equivalência Patrimonial ...................................................... − − (2.104.382) (2.326.906) Juros e Variações Monetárias ..................................................................... 66.535 (149.272) (40.596) (44.900) Provisões para Perdas Operacionais ........................................................... (77.801) (167.846) (138.479) (29.121) Amortização de Ágio nas aquisições ......................................................... 71.746 34.007 − Obrigações Pós-emprego ........................................................................... 208.048 242.849 15.212 Outros ......................................................................................................... − − 14.636 (9) 3.114.967 3.318.618 (263.148) (239.936) (Aumento) Redução de Ativos Consumidores e Revendedores .................................................................. (32.243) (259.611) − − Amortização do Contas a Receber do Governo do Estado de Minas Gerais ... 115.964 126.501 − − Créditos tributários ..................................................................................... − − 32.727 Tributos Compensáveis .............................................................................. 32.720 (71.985) 34.327 65.579 Concessionários – Transporte de energia ................................................... (33.572) 66.120 − − Depósitos Vinculados a Litígio .................................................................. (399.639) (245.391) (100.056) (7.630) Dividendos recebidos de controladas ......................................................... − − 2.266.708 1.701.911 Outras ......................................................................................................... (124.630) 19.839 50.287 (38.689) (441.400) (364.527) 2.251.266 1.753.898 Aumento (Redução) de Passivos Fornecedores .............................................................................................. 268.814 (39.626) (12.588) 7.141 Impostos, Taxas e Contribuições ................................................................ 1.516 543.691 40.690 33.572 Salários e Contribuições Sociais ................................................................ (110.033) 59.397 (5.945) 2.306 Encargos Regulatórios ................................................................................ 60.181 (164.601) − Empréstimos e Financiamentos e Debêntures ............................................ 285.747 (259.479) 241 (1.779) Obrigações Pós-emprego ............................................................................ (56.247) (356.198) (10.125) (14.886) Perdas com Instrumentos Financeiros ........................................................ (9.034) (20.323) − Outros ......................................................................................................... 342.294 (147.094) 68.429 323.054 783.238 (384.233) 80.702 349.408

CAIXA LÍQUIDO PROVENIENTE DAS ATIVIDADES OPERACIONAIS ... 3.456.805 2.569.858 2.068.820 1.863.370

FLUXO DE CAIXA DAS ATIVIDADES DE INVESTIMENTOEm Investimentos ........................................................................................... − − (891.415) (508.801)Em Títulos e Valores Mobiliários – Aplicação Financeira ............................ (321.860) − (55) −Em Ativos Financeiros ................................................................................... (1.557.931) (1.390.499) − Em Imobilizado .............................................................................................. (347.479) (702.271) (699) (584)Em Intangível ................................................................................................. (2.297.772) (1.606.712) − −CAIXA LÍQUIDO (USADO) NAS ATIVIDADES DE INVESTIMENTO..... (4.525.042) (3.699.482) (892.169) (509.385)

FLUXO DE CAIXA DAS ATIVIDADES DE FINANCIAMENTOFinanciamentos e Debêntures Obtidos ........................................................... 6.227.342 5.223.190 350.000 −Pagamentos de Empréstimos e Financiamentos ............................................ (4.775.489) (1.015.502) (18.396) −Aporte em FIDC ............................................................................................ − − (33.336) (17.145)Juros sobre Capital Próprio e Dividendos ...................................................... (1.828.882) (937.042) (1.828.882) (937.042)CAIXA LÍQUIDO PROVENIENTE (USADO) NAS ATIVIDADES DE FINANCIAMENTO .............................................................................. (377.029) 3.270.646 (1.530.614) (954.187)

VARIAÇÃO LÍQUIDA DO CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXA .. (1.445.266) 2.141.022 (353.963) 399.798DEMONSTRAÇÃO DA VARIAÇÃO DO CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXANo início do exercício .................................................................................... 4.424.959 2.283.937 656.704 256.906No fi m do exercício ........................................................................................ 2.979.693 4.424.959 302.741 656.704 (1.445.266) 2.141.022 (353.963) 399.798PAGAMENTOS EFETUADOS NO EXERCÍCIOJuros sobre empréstimos e fi nanciamentos .................................................... 803.131 688.040 7.744 10.539Imposto de Renda e Contribuição Social ....................................................... 731.305 40.499

TRANSAÇÕES QUE NÃO ENVOLVERAM A SAÍDA DO CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXAEncargos fi nanceiros transferidos para o Imobilizado ................................... 2.439 −

ConsolidadoIFRS

ControladoraBRGAAP

2010 2009 2010 2009

DEMONSTRAÇÕES DE RESULTADOS ABRANGENTESPARA OS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2010 E 2009

(Em milhares de reais, exceto lucro líquido por ação)


DEMONSTRAÇÕES DO VALOR ADICIONADO - EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2010 E 2009 (Em milhares de reais)

Consolidado Controladora2010 2009 2010 2009

RECEITAS Venda de Energia, Gás e Serviços ................................................................................................................................................................ 18.958.057 17.895.720 432 347 Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa .......................................................................................................................................... (104.983) (123.514) − 5.080 18.853.074 17.772.206 432 5.427 INSUMOS ADQUIRIDOS DE TERCEIROS Energia Elétrica Comprada para Revenda .................................................................................................................................................... (3.721.585) (3.199.373) − − Encargos de Uso da Rede Básica da Transmissão ........................................................................................................................................ (728.839) (853.035) − − Serviços de Terceiros .................................................................................................................................................................................... (923.315) (819.227) (14.967) (17.692) Gás Comprado para Revenda ....................................................................................................................................................................... (225.398) (166.535) − − Materiais ....................................................................................................................................................................................................... (133.660) (113.634) (372) (294) Matéria Prima ............................................................................................................................................................................................... − (4.070) − − Outros Custos Operacionais ......................................................................................................................................................................... (550.638) (324.760) 99.076 285 (6.283.435) (5.480.634) 83.737 (17.701) VALOR ADICIONADO BRUTO ................................................................................................................................................................ 12.569.639 12.291.572 84.169 (12.274) RETENÇÕES Depreciação e Amortização ............................................................................................................................................................................ (895.581) (895.150) (222) (1.738) VALOR ADICIONADO LÍQUIDO PRODUZIDO PELA COMPANHIA ............................................................................................. 11.674.058 11.396.422 83.947 (14.012) VALOR ADICIONADO RECEBIDO EM TRANSFERÊNCIA Resultado de Equivalência Patrimonial .......................................................................................................................................................... − − 2.104.382 2.326.906 Receitas Financeiras ....................................................................................................................................................................................... 888.440 872.872 102.038 75.017 888.440 872.872 2.206.420 2.401.923 VALOR ADICIONADO A DISTRIBUIR .................................................................................................................................................... 12.562.498 12.269.294 2.290.367 2.387.911

DISTRIBUIÇÃO DO VALOR ADICIONADO ......................................................................................................................................... % % % % Empregados ................................................................................................................................................................................................... 1.499.676 11,93 1.538.594 12,54 52.815 2,31 42.272 1,77 Remuneração direta ...................................................................................................................................................................................... 1.041.447 8,29 921.159 7,51 20.916 0,92 15.691 0,66 Benefícios ..................................................................................................................................................................................................... 339.538 2,70 322.776 2,63 18.945 0,83 11.621 0,49 FGTS ............................................................................................................................................................................................................ 78.439 0,62 88.566 0,72 3.108 0,13 3.857 0,16 Outras ............................................................................................................................................................................................................ 40.252 0,32 206.093 1,68 9.846 0,43 11.103 0,46 Impostos, Taxas e Contribuições ................................................................................................................................................................. 7.073.605 56,31 7.298.371 59,49 (87.520) (3,82) 170.964 7,16 Federais ......................................................................................................................................................................................................... 3.885.486 30,93 4.256.903 34,70 (87.726) (3,83) 170.888 7,16 Estaduais ....................................................................................................................................................................................................... 3.174.390 25,27 3.034.980 24,74 189 0,01 71 − Municipais .................................................................................................................................................................................................... 13.729 0,11 6.488 0,05 17 − 5 − Remuneração de Capitais de Terceiros ...................................................................................................................................................... 1.731.241 13,78 1.225.990 9,99 67.096 2,93 41.138 1,72 Juros .............................................................................................................................................................................................................. 1.673.607 13,32 1.187.657 9,68 66.213 2,89 40.358 1,69 Aluguéis ........................................................................................................................................................................................................ 57.634 0,46 38.333 0,31 883 0,04 780 0,03 Remuneração de Capitais Próprios ............................................................................................................................................................ 2.257.976 17,98 2.206.339 17,98 2.257.976 98,58 2.133.537 89,35 Juros sobre Capital Próprio e Dividendos .................................................................................................................................................... 1.128.988 8,99 930.702 7,59 1.128.988 49,29 930.702 38,98 Participação Dos Acionistas Não Controladores .......................................................................................................................................... − − 72.801 0,58 − − − − Ajuste de Aplicação das normas internacionais de contabilidade ................................................................................................................ − − 272.134 2,22 − − 272.134 11,40 Lucros Retidos .............................................................................................................................................................................................. 1.128.988 8,99 930.702 7,59 1.128.988 49,29 930.701 38,98 12.562.498 100,00 12.269.294 100,00 2.290.367 100,00 2.387.911 100,00


NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEISEM 31 DE DEZEMBRO DE 2010 E 2009 (Em Milhares de Reais, exceto se indicado de outra forma)

1 . CONTEXTO OPERACIONAL

a) A Companhia

A Companhia Energética de Minas Gerais (“CEMIG”, “Controladora” ou “Companhia”), sociedade de capital aberto, CNPJ nº 17.155.730/0001-64, tem suas ações negociadas no Nível 1 de Governança Corporativa da BM&F Bovespa (“Bovespa”) e nas Bolsas de Valores dos Estados Unidos da América (“NYSE”) e da Espanha (“LATIBEX”). Atua, única e exclusivamente, como Holding, com participação societária em empresas controladas individualmente ou em conjunto, cujos objetivos principais são a cons-trução e a operação de sistemas de produção, transformação, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica, bem como o desenvolvimento de atividades nos diferentes campos da energia, com vistas à respectiva exploração econômica.

A Companhia é uma entidade domiciliada no Brasil, com endereço na Avenida Barba-cena, 1.200 – Belo Horizonte / MG.

A CEMIG possui participação societária nas seguintes empresas em operação, em 31 de dezembro de 2010:

Cemig Geração e Transmissão S.A. (“Cemig GT” ou “Cemig Geração e Trans- missão”) (Controlada) subsidiária integral de capital aberto que possui 48 usinas, sendo 43 usinas hidrelétricas, 4 eólicas e 1 termelétrica e linhas de transmissão pertencentes, em sua maior parte, à rede básica do Sistema Brasileiro de Geração e Transmissão. A Cemig GT possui participação societária nas seguintes Controladas e Controladas em Conjunto:

– Hidrelétrica Cachoeirão S.A. (“Cachoeirão”) (Controlada em conjunto) - Produção e comercialização de energia elétrica, em regime de produção independente através da Usina Hidrelétrica Cachoeirão, localizada em Pocrane, no Estado de Minas Gerais. A Usina iniciou operação em 2009;

– Central Eólica Praias de Parajuru S.A. (“Parajuru”) (Controlada em conjunto) - Produção e comercialização de energia elétrica através de usina eólica, localizada em Beberibe, no Estado do Ceará. A Usina iniciou operação em agosto de 2009;

– Baguari Energia S.A. (“Baguari Energia”) (Controlada em conjunto) - Implan-tação, operação, manutenção e exploração comercial da Usina Hidrelétrica Baguari, por meio de participação no Consórcio UHE Baguari (Baguari Energia - 49,00% e Neoenergia - 51,00%), localizada no Rio Doce, em Governador Vala-dares, no Estado de Minas Gerais. A Usina iniciou a operação de suas unidades entre o período de setembro de 2009 e maio de 2010;

– Transmissora Aliança de Energia Elétrica S.A. (“TAESA”) (anteriormente deno-minada Terna Participações S.A.) (Controlada em conjunto) - Construção, implan-tação, operação e manutenção das instalações de transmissão de energia elétrica em 11 estados do país. A TAESA possui as seguintes sociedades, por ela contro-lada: ETAU - Empresa de Transmissão do Alto Uruguai S.A. (“ETAU”) e Bras-norte Transmissora de Energia S.A. (“Brasnorte”);

– Central Eólica Praias do Morgado S.A. (“Morgado”) (Controlada em conjunto) - Produção e comercialização de energia elétrica através de usina eólica, localizada no Município de Acaraú, no Estado do Ceará. A Usina iniciou operação em abril de 2010;

– Central Eólica Volta do Rio S.A. (‘Volta do Rio”) (Controlada em conjunto) - Produção e comercialização de energia elétrica através de Usina eólica, locali-zada no Município de Acaraú, no Estado do Ceará. A usina iniciou operação em setembro de 2010;

– Hidrelétrica Pipoca S.A. (“Pipoca”) (Controlada em conjunto) - Produção inde-pendente de energia elétrica, mediante a implantação e exploração do potencial hidráulico, denominado PCH Pipoca, localizada no Rio Manhuaçu, em Caratinga e Ipanema, no Estado de Minas Gerais. Entrada em operação comercial em outubro de 2010;

Controladas e Controladas em conjunto da Cemig GT em fase pré-operacional:

– Guanhães Energia S.A. (“Guanhães Energia”) (Controlada em conjunto) - Produção e comercialização de energia elétrica por meio da implantação e explo-ração das Pequenas Centrais Hidrelétricas Dores de Guanhães, Senhora do Porto e Jacaré, localizadas em Dores de Guanhães e Pequena Central Hidrelétrica Fortuna II, localizada em Virginópolis, todas no Estado de Minas Gerais. As Usinas têm previsão de início de operação em agosto de 2011;

– Cemig Baguari Energia S.A.(“Cemig Baguari”) (Controlada) - Produção e comer-cialização de energia elétrica, em regime de produção independente, em futuros empreendimentos;

– Madeira Energia S.A. (“Madeira”) (Controlada em conjunto) - Implementação, construção, operação e exploração da Usina Hidrelétrica de Santo Antônio por meio da seguinte sociedade por ela controlada: Santo Antônio Energia S.A., loca-lizada na bacia hidrográfi ca do Rio Madeira, no Estado de Rondônia, com previsão de início de operação comercial em dezembro de 2011;

– Empresa Brasileira de Transmissão de Energia S.A. (“EBTE”) (Controlada em conjunto) - Concessionária de serviço público de transmissão de energia elétrica, através das linhas de Transmissão no Estado de Mato Grosso. Previsão de entrada em operação em abril de 2011;

– Lightger S.A. (“Light Ger”) (controlada em conjunto) - Produção independente de Energia Elétrica, mediante a implantação e exploração do potencial hidráu-lico denominado PCH Paracambi, localizada no rio Ribeirão das Lages em Para-cambi, no Estado do Rio de Janeiro. Previsão de entrada em operação da primeira máquina em outubro de 2011.

Cemig Distribuição S.A. (“Cemig D” ou “Cemig Distribuição”) (Controlada) - Subsi- diária integral de capital aberto, com distribuição de energia elétrica através de redes e linhas de distribuição, em praticamente todo Estado de Minas Gerais;Light S.A. (“Light”) (Controlada em conjunto) - Tem por objeto social a participação em outras sociedades, como sócia-quotista ou acionista, e a exploração, direta ou indiretamente, conforme o caso, de serviços de energia elétrica, compreendendo os sistemas de geração, transmissão, comercialização e distribuição de energia elétrica, bem como de outros serviços correlatos. A Light possui as seguintes empresas Controladas e Controladas em Conjunto:– Light Serviços de Eletricidade S.A. (“Light SESA”) (Controlada) - Sociedade por

ações de capital aberto que tem como atividade principal a distribuição de energia elétrica, com atuação em diversos municípios do Estado do Rio de Janeiro;

– Light Energia S.A. (“Light Energia”) (Controlada) - Sociedade por ações de capital fechado que tem como atividades principais: estudar, planejar, construir, operar e explorar sistemas de geração, transmissão e comercialização de energia elétrica e serviços correlatos. A Light Energia possui participação societária nas seguintes controladas:

– Central Eólica São Judas Tadeu Ltda. - Empresa em fase pré-operacional, que tem como atividade principal produção e comercialização de energia elétrica através de Usina eólica, localizada no Estado do Ceará.

– Central Eólica Fontainha Ltda. - Empresa em fase pré-operacional, que tem como atividade principal produção e comercialização de energia elétrica através de Usina eólica.

– Light Esco Prestação de Serviços Ltda. (“Light Esco”) (Controlada) - Empresa que tem como atividade principal a compra, venda, importação, exportação e

prestação de serviços de consultoria no setor de energia;

– Itaocara Energia Ltda. (“Itaocara Energia”) (Controlada) - Empresa em fase pré-operacional, que tem como atividade principal a realização de projeto, construção, instalação, operação e exploração de usinas de geração de energia elétrica;

– Lightger S.A. (Light Ger) - Empresa em fase pré operacional, para participação em leilões de concessões, autorizações e permissões em novas usinas. Em 24 de dezembro de 2008, a Light Ger obteve a licença de instalação que autoriza o início das obras de implantação da PCH Paracambi. Controlada em conjunto pelaLight S.A (51%) e pela CEMIG GT (49%);

– Lighthidro Ltda. (Light Hidro) - Empresa em fase pré operacional, para partici-pação em leilões de concessões, autorizações e permissões em novas usinas;

– Instituto Light para o Desenvolvimento Urbano e Social (“Instituto Light”) (Controlada) - Tem como objetivo participar em projetos sociais e culturais e tem interesse no desenvolvimento econômico e social das cidades;

– Lightcom Comercializadora de Energia S.A. (“Lightcom”) (Controlada) - Tem como objetivos a compra, venda, importação e exportação de energia e a consul-toria em geral nos mercados livre e regulado de energia;

– Axxiom Soluções Tecnológicas S.A. (“Axxiom”) (Controlada em conjunto) – Sociedade por ações de capital fechado, que tem por objetivo a oferta de soluções de tecnologia e sistemas para gestão operacional de concessionárias de serviços públicos, incluindo empresas de energia elétrica, de gás, de água e esgoto e demais empresas de utilidades. Controlada em conjunto pela Light S.A (51%) e pela Companhia Energética de Minas Gerais - CEMIG (49%).

Sá Carvalho S.A. (“Sá Carvalho”) (Controlada) - Produção e comercialização de energia elétrica, como Concessionária do serviço público de energia elétrica, através da Usina Hidrelétrica de Sá Carvalho;

Usina Térmica Ipatinga S.A. (“Ipatinga”) (Controlada) - Produção e comercia- lização, em regime de produção independente, de energia termelétrica, através da Usina Térmica de Ipatinga, localizada nas instalações das Usinas Siderúrgicas de Minas Gerais S.A. - USIMINAS;

Companhia de Gás de Minas Gerais - GASMIG (“GASMIG”) (Controlada em conjunto) - Aquisição, transporte e distribuição de gás combustível ou de subpro-dutos e derivados, mediante concessão para distribuição de gás no Estado de Minas Gerais;

Cemig Telecomunicações S.A. - Cemig Telecom (“Cemig Telecom”) (anteriormente denominada Empresa de Infovias S.A.) (Controlada) - Prestação e exploração de serviço especializado na área de Telecomunicações, através de sistema integrado, constituído de cabos de fi bra ótica, cabos coaxiais, equipamentos eletrônicos e asso-ciados (rede de multiserviços). A Cemig Telecom participa em 49% no capital da Ativas Data Center (“Ativas”) (Controlada em conjunto) cuja principal atividade é a prestação de serviços de fornecimento de infraestrutura de TIC – Tecnologia de informação, compreendendo hospedagem física e serviços relacionados para médias e grandes corporações;

Effi cientia S.A. (“Effi cientia”) (Controlada) - Prestação de serviços de efi ciência, otimização e soluções energéticas, por meio de estudos e execução de projetos, além de prestar serviços de operação e manutenção em instalações de suprimento de energia;

Horizontes Energia S.A. (“Horizontes”) (Controlada) - Produção e comercialização de energia elétrica, em regime de produção independente, através das Usinas Hidre-létricas de Machado Mineiro e Salto do Paraopeba, localizadas no Estado de Minas Gerais, e Salto do Voltão e Salto do Passo Velho, localizadas no Estado de Santa Catarina;

Central Termelétrica de Cogeração S.A. (“Cogeração”) (Controlada) - Produção e comercialização de energia termelétrica, em regime de produção independente em futuros empreendimentos;

Rosal Energia S.A. (“Rosal”) (Controlada) - Produção e comercialização de energia elétrica, como concessionária do serviço público de energia elétrica, através da Usina Hidrelétrica Rosal, localizada na divisa dos Estados do Rio de Janeiro e Espírito Santo;

Central Hidrelétrica Pai Joaquim S.A. (“Pai Joaquim”) (Controlada) - Produção e comercialização de energia elétrica em regime de produção independente, em futuros empreendimentos;

Cemig PCH S.A. (“PCH”) (Controlada) - Produção e comercialização de energia elétrica em regime de produção independente, através da Usina Hidrelétrica de Pai Joaquim;

Cemig Capim Branco Energia S.A. (“Capim Branco”) (Controlada) - Produção e comercialização de energia elétrica em regime de produção independente, através das Usinas Hidrelétricas Amador Aguiar I e II, construídas por meio de consórcio com parceiros privados;

UTE Barreiro S.A. (“Barreiro”) (Controlada) - Produção e comercialização de energia termelétrica, em regime de produção independente, por meio da implan-tação e exploração da Central Termelétrica, denominada UTE Barreiro, localizada nas instalações da V&M do Brasil S.A., no Estado de Minas Gerais;

Cemig Trading S.A. (“Cemig Trading”) (Controlada) - Comercialização e interme- diação de negócios relacionados à energia;

Companhia Transleste de Transmissão (“Transleste”) (Controlada em conjunto) - Operação de linha de transmissão conectando a subestação localizada em Montes Claros à subestação da Usina Hidrelétrica de Irapé;

Companhia Transudeste de Transmissão (“Transudeste”) (Controlada em conjunto) - Construção, implantação, operação e manutenção das instalações de transmissão de energia elétrica da rede básica do Sistema Elétrico Interligado - LT Itutinga - Juiz de Fora;

Companhia Transirapé de Transmissão (“Transirapé”) (Controlada em conjunto) - Construção, implantação, operação e manutenção das instalações de transmissão de energia elétrica da rede básica do Sistema Elétrico Interligado - LT Irapé - Araçuaí;

Empresa Paraense de Transmissão de Energia S.A. (“ETEP”) (Controlada em conjunto) - Concessionária de serviço público de transmissão de energia elétrica, compreendendo linha de transmissão no Estado do Pará. A ETEP constituiu a Contro-lada Empresa Santos Dumont de Energia S.A. - ESDE, com participação de 100%;

Empresa Norte de Transmissão de Energia S.A. (“ENTE”) (Controlada em conjunto) - Concessionária de serviço público de transmissão de energia elétrica, através de duas linhas de transmissão no Estado do Pará e no Estado do Maranhão;

Empresa Regional de Transmissão de Energia S.A. (“ERTE”) (Controlada em conjunto) - Concessionária de serviço público de transmissão de energia elétrica, através de linha de transmissão no Estado do Pará;

Empresa Amazonense de Transmissão de Energia S.A. (“EATE”) (Controlada em conjunto) - Concessionária de serviço público de transmissão de energia elétrica, compreendendo as linhas de transmissão entre as subestações seccionadoras Tucuruí, Marabá, Imperatriz, Presidente Dutra e Açailândia. A EATE possui participação nas seguintes Transmissoras: Empresa Brasileira de Transmissão de Energia S.A.- (“EBTE”) (Controlada em Conjunto); Sistema de Transmissão Catarinense S.A. –

(“STC”) (Controlada) e Lumitrans Companhia. Transmissora de Energia Elétrica S.A. – (“Lumitrans”) (Controlada).

Empresa Catarinense de Transmissão de Energia S.A. (“ECTE”) (Controlada em conjunto) - Concessionária de serviço público de transmissão de energia elétrica, através de linhas de transmissão no Estado de Santa Catarina;

Axxiom Soluções Tecnológicas S.A. (“Axxiom”) (Controlada em conjunto) – Socie- dade por ações de capital fechado, que tem por objetivo a oferta de soluções de tecno-logia e sistemas para gestão operacional de concessionárias de serviços públicos, incluindo empresas de energia elétrica, de gás, de água e esgoto e demais empresas de utilidades. Controlada em conjunto pela Light S.A (51%) e pela Companhia Ener-gética de Minas Gerais - CEMIG (49%).

Transchile Charrua Transmisión S.A. (“Transchile”) (Controlada em conjunto) - Implantação, operação e manutenção da LT Charrua - Nueva Temuco, e de duas seções de linha de transmissão nas SEs Charrua e Nueva Temuco, na região central do Chile. A Transchile é sediada na cidade de Santiago, no Chile. A linha de trans-missão entrou em operação em janeiro de 2010;

Companhia de Transmissão Centroeste de Minas (“Centroeste”) (Controlada em conjunto) - Construção, implantação, operação e manutenção das instalações de transmissão de energia elétrica da rede básica do Sistema Elétrico Interligado - LT Furnas - Pimenta. A linha de transmissão entrou em operação em abril de 2010.

A CEMIG ainda possui participação societária na empresa relacionada abaixo, em fase pré-operacional em 31 de dezembro de 2010:

Cemig Serviços S.A. (“Cemig Serviços”) (Controlada - participação de 100%) - A Companhia tem por objeto a prestação de serviços, relacionados a projetos, cons-trução, operação e manutenção de sistemas de Geração, Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica, bem como a prestação dos serviços administrativos, comerciais e de engenharia nos diferentes campos de energia, em quaisquer de suas fontes.

Parati S.A Participações em Ativos de Energia Elétrica (“Parati”) (Controlada em conjunto 49%) – Participação no Capital de outras Sociedades, Comerciais ou Civis, nacionais ou estrangeiras, como sócia, acionista ou quotista independente de sua atividade.

Os controles compartilhados (em conjunto) são decorrentes de acordos entre os acio-nistas das empresas investidas.

(b) Setor Elétrico no Brasil:

O setor de energia elétrica no Brasil é regulado pelo Governo Federal, atuando por meio do Ministério de Minas e Energia (“MME”), o qual possui autoridade exclusiva sobre o setor elétrico. A política regulatória para o setor é implementada pela Agência Nacional de Energia Elétrica (“ANEEL”).

O fornecimento de energia elétrica a varejo pela Companhia é efetuado de acordo com o previsto nas cláusulas de seus contratos de concessão de longo prazo de venda de energia.

De acordo com os contratos de concessão de distribuição, a Companhia está autorizada a cobrar de seus consumidores uma taxa pelo fornecimento de energia consistindo em dois componentes: (1) uma parcela referente aos custos de geração, transmissão e distri-buição de energia não gerenciáveis (“Custos da Parcela A”); e (2) uma parcela de custos operacionais (“Custos da Parcela B”). Ambas as parcelas são estabelecidas como parte da concessão original para determinados períodos iniciais. Subsequentemente aos perí-odos iniciais, e em intervalos regulares, a ANEEL tem a autoridade de rever os custos da Companhia, a fi m de determinar o ajuste da infl ação (ou outro fator de ajuste similar), caso existente, aos Custos da Parcela B (“Ajuste Escalar”) para o período subsequente. Esta revisão poderá resultar num ajuste escalar com valor positivo, nulo ou negativo.

Adicionalmente aos ajustes referentes aos Custos da Parcela A e Parcela B mencionados acima, as concessões para fornecimento de energia elétrica têm um ajuste tarifário anual, baseado em uma série de fatores, incluindo a infl ação. Adicionalmente, como resultado das mudanças regulatórias ocorridas em dezembro de 2001, a Companhia pode agora requisitar reajustes tarifários resultantes de eventos signifi cativos que abalem o equi-líbrio econômico-fi nanceiro dos seus negócios. Outros eventos normais ou recorrentes (como altas no custo da energia comprada, impostos sobre a receita ou ainda a infl ação local) também têm permissão para serem absorvidos através de aumentos tarifários espe-cífi cos. Quando a Companhia solicita um reajuste tarifário, se faz necessário comprovar o impacto fi nanceiro resultante destes eventos nas operações. Vide notas 31 e 32.

2. BASE DE PREPARAÇÃO

2.1. Declaração de Conformidade

As demonstrações contábeis da controladora foram elaboradas e preparadas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil (“BRGAAP”), compreendendo: a Lei das Sociedades por Ações, que incorporam os dispositivos das Leis 11.638/07 e 11.941/09; os pronunciamentos, as orientações e as interpretações emitidas pelo Comitê de Pronunciamentos Contábeis (“CPC”); e normas da Comissão de Valores Mobiliários (“CVM”).

As demonstrações contábeis consolidadas foram elaboradas em conformidade as Normas Internacionais de Relatório Financeiro (“IFRS”) emitidas pelo International Accounting Standards Board (IASB) e também de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil. Essas são as primeiras demonstrações consolidadas preparadas conforme as IFRS nas quais o CPC 37 (“Adoção Inicial das Normas Internacionais de Contabilidade”) foi aplicado.

As demonstrações contábeis individuais da controladora foram elaboradas de acordo com o BRGAAP. Essas práticas diferem das IFRS aplicáveis para demonstrações contá-beis separadas em função da avaliação dos investimentos em controladas e controladas em conjunto pelo método de equivalência patrimonial conforme BRGAAP, enquanto para fi ns de IFRS seria pelo custo ou valor justo.

Contudo, não há diferença entre o Patrimônio Líquido e o resultado consolidado apresen-tado de forma consolidada e o Patrimônio Líquido e resultado da controladora em suas demonstrações contábeis individuais. Assim sendo, as demonstrações contábeis conso-lidadas da Companhia e as demonstrações contábeis individuais da controladora estão sendo apresentadas lado-a-lado em um único conjunto de demonstrações contábeis.

Os impactos decorrentes da adoção das novas normas de contabilidade brasileiras e das IFRS estão descritos em maiores detalhes no item 2.7 desta Nota.

Em 16 de março de 2011, a Diretoria Executiva da Companhia autorizou a conclusão das demonstrações contábeis referentes ao exercício fi ndo em 31 de dezembro de 2010 e o consequente envio ao Conselho de Administração para aprovação.

2.2. Bases de mensuração

As demonstrações contábeis individuais e consolidadas foram preparadas com base no custo histórico com exceção dos seguintes itens materiais reconhecidos nos balanços patrimoniais:

os instrumentos fi nanceiros derivativos mensurados pelo valor justo; os instrumentos fi nanceiros mensurados pelo valor justo por meio do resultado; os ativos fi nanceiros disponíveis para venda mensurados pelo valor justo.



2.3 . Moeda funcional e moeda de apresentação

Essas demonstrações contábeis individuais e consolidadas são apresentadas em Real, que é a moeda funcional da Companhia. Todas as informações fi nanceiras apresentadas estão em milhares de Reais, exceto quando indicado de outra forma.

2.4. Uso de estimativas e julgamentos

A preparação das demonstrações contábeis, individuais e consolidadas, de acordo com as normas IFRS e as normas do CPC exige que a Administração faça julgamentos, esti-mativas e premissas que afetam a aplicação de políticas contábeis e os valores repor-tados de ativos, passivos, receitas e despesas. Os resultados reais podem divergir dessas estimativas.

As informações sobre julgamentos críticos referente às políticas contábeis adotadas que apresentam efeitos sobre os valores reconhecidos nas demonstrações contábeis estão incluídas na nota explicativa 2.9 – concessões.

Estimativas e premissas são revistas de uma maneira contínua. Revisões com relação a estimativas contábeis são reconhecidas no período em que as estimativas são revisadas e em quaisquer períodos futuros afetados.

As principais estimativas relacionadas às demonstrações contábeis referem-se ao registro dos efeitos decorrentes de:

Nota 7 – Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa;

Nota 9 – Imposto de Renda e Contribuição Social;

Nota 11 – Contas a Receber do Governo do Estado de Minas Gerais;

Nota 14 – Depreciação;

Nota 15 – Amortização;

Nota 20 – Obrigações Pós-Emprego;

Nota 21 – Provisões; e

Nota 23 – Fornecimento não Faturado de Energia Elétrica.

2.5. Isenções

A Companhia optou por aplicar as seguintes isenções com relação à aplicação retros-pectiva:

Interpretação Técnica ICPC 01 (IFRIC 12) – A Companhia considerou impraticável a aplicação retroativa da interpretação em função do volume e idade dos seus ativos de distribuição na Cemig D e Light SESA e de transmissão da Cemig GT, denomi-nados concessões antigas. Dessa forma, foram utilizados os saldos contábeis desses ativos na data de transição.

Avaliação do valor justo dos ativos de geração – ICPC 10 - A Interpretação incentiva fortemente que na adoção inicial do Pronunciamento CPC 27 (IAS 16) seja estabele-cido um valor justo daqueles bens ou conjuntos de bens de valores relevantes ainda em operação e que apresentem valor contábil substancialmente inferior ou superior ao seu valor justo. A Companhia fez uma avaliação a valor justo dos seus ativos de geração mais antigos, pertencentes a Cemig GT, Rosal, Sá Carvalho, Light e Cemig PCH. Para os demais ativos, a Companhia entende que o custo histórico deduzido da melhor estimativa de depreciação e de provisão para redução ao valor recuperável é a prática que melhor representa seus ativos imobilizados;

Isenção de combinação de negócios – CPC 15 – A Companhia não aplicou retroativamente o CPC 15 para as combinações de negócios que ocorreram em data anterior a data de transição.

2.6. Harmonização das normas contábeis brasileiras às IFRS

Como relatado na nota explicativa 2.1, estas são as primeiras demonstrações contábeis da Companhia preparadas de acordo com as IFRS.

As políticas contábeis estabelecidas na nota explicativa 2.9 foram aplicadas na prepa-ração das demonstrações contábeis para o ano encerrado em 31 de dezembro de 2010, nas informações comparativas apresentadas nestas demonstrações contábeis para o ano encerrado em 31 de dezembro de 2009 e na preparação do balanço patrimonial de aber-tura em IFRS para a posição fi nanceira em 1º de janeiro de 2009 (data de transição da Companhia).

Na preparação de sua demonstração de posição fi nanceira de abertura em IFRS, a Companhia ajustou valores anteriormente apresentados em demonstrações contábeis preparadas de acordo com a prática contábil anteriormente adotada. Uma explicação de como a transição da prática contábil anteriormente adotada para IFRS afetou a posição fi nanceira e o desempenho fi nanceiro da Companhia é apresentada na nota seguinte.

2.7. Principais impactos e alterações nas demonstrações contábeis em função da adoção dos novos pronunciamentos emitidos pelo CPC e as normas IFRS

Os principais efeitos nas demonstrações contábeis da Companhia em função da adoção em 2010 dos pronunciamentos contábeis emitidos pelo Comitê de Pronunciamentos Contábeis de nºs 15 a 43, das Interpretações Técnicas de nºs 1 a 16 e das Orientações Técnicas de nºs 3 a 5 além das normas IFRS estão descritos a seguir:

a) Interpretação Técnica ICPC 01 (IFRIC 12) e Orientação OCPC 05 – Contratos de Concessão

Esta Interpretação especifi ca condições a serem atendidas em conjunto para que as concessões públicas estejam inseridas em seu alcance:

o concedente controla ou regulamenta quais serviços o concessionário deve prestar com a infraestrutura, a quem os serviços devem ser prestados e o seu preço;o concedente controla, por meio de titularidade, usufruto ou de outra forma qualquer, participação residual signifi cativa na infraestrutura no fi nal do prazo da concessão.

Quando da análise dos contratos de concessão da Companhia, constatou-se que as condições acima mencionadas se aplicam para os contratos de distribuição, transmissão de energia e de alguns contratos de geração eólica, não se aplicando aos contratos de geração hidráulica e térmica.

De acordo com a Interpretação, quando um concessionário é remunerado pelos usuários dos serviços públicos, em decorrência da obtenção do direito de cobrá-los a um deter-minado preço e período pactuado com o Poder Concedente, o valor despendido pelo concessionário na aquisição desse direito é reconhecido no Ativo Intangível.

Por outro lado, quando o responsável pela remuneração dos investimentos feitos pelo concessionário for o Poder Concedente e o contrato estabelecer que há o direito contra-tual incondicional de receber caixa ou outro Ativo Financeiro, independentemente do uso efetivo da infraestrutura (demanda) ao longo do prazo de concessão, é necessário o reconhecimento do Ativo Financeiro.

Considerando as características das concessões de distribuição da Companhia, foi utili-zado na adoção inicial o modelo bifurcado, com o desmembramento da infraestrutura de concessão entre Ativo Intangível e Ativo Financeiro.

Aplicação na atividade de distribuição de energia e gás:

Na atividade de distribuição a infraestrutura recebida ou construída é recuperada por meio de dois fl uxos de caixa: (a) parte por meio do consumo de energia e gás efetuado

pelos consumidores (emissão do faturamento mensal da medição de energia e gás consumida/vendida) durante o prazo da concessão; e (b) parte como indenização dos bens reversíveis no fi nal do prazo da concessão, a ser recebida diretamente do poder concedente ou para quem ele delegar essa tarefa.

Dessa forma, a Companhia mensurou o valor dos ativos, anteriormente registrados no Imobilizado, que não estarão integralmente depreciados até o fi nal da concessão, regis-trando esse valor como um ativo fi nanceiro por ser um direito incondicional de receber caixa ou outro Ativo Financeiro diretamente do poder concedente. A diferença entre o valor anteriormente registrado no Imobilizado e o Ativo Financeiro constituído foi transferida para o Ativo Intangível.

Na Cemig Distribuição, apesar da existência de cláusula de renovação nos atuais contratos de concessão da Companhia por mais 20 anos, essa renovação não foi consi-derada para fi ns de bifurcação dos ativos, sendo utilizada a data de vencimento do atual contrato, em fevereiro de 2016, em atendimento ao CPC 04. Para a controlada Light, foi utilizada como data de vencimento da concessão o ano de 2026.

Os valores registrados no Ativo Intangível serão amortizados em conformidade com a vida útil dos ativos, foi até a data de vencimento da concessão utilizando-se como base a estimativa elaborada pela ANEEL.

Conforme defi nido pela Interpretação, considerando que as empresas de distribuição atuam essencialmente como responsáveis primárias em relação aos serviços de cons-trução e instalação, é necessário o reconhecimento de receita e despesa de construção relacionadas a esses serviços. Tendo em vista o modelo regulatório brasileiro, onde as empresas distribuidoras têm a sua remuneração baseada na operação e manutenção dos ativos e a construção de novas instalações é essencialmente terceirizada, a Companhia entende que a margem de lucro nessa atividade de construção é imaterial, motivo pelo qual considerou como nula para fi ns de elaboração das demonstrações contábeis.

Para as contribuições do consumidor, registradas como conta redutora do ativo, foram adotados os seguintes procedimentos:

o saldo inicial de obrigações especiais registrado na data de transição deve ser amortizado até o vencimento da concessão e, caso seja estimado saldo remanescente, este deve ser classifi cado como Ativo Financeiro, em conta redutora;

a parcela do saldo inicial que deve ser amortizado entre a data da transição da norma contábil e o vencimento da concessão deve ser classifi cada como ativo intangível, em conta redutora.

Em função do critério utilizado de realizar a bifurcação dos ativos entre Financeiro e Intangível tendo como base os valores contábeis então constantes do Imobilizado, a alteração mencionada não alterou o Patrimônio Líquido da Companhia em 1º de janeiro de 2009.

Aplicação na atividade de transmissão:

Na atividade de transmissão, a infraestrutura recebida ou construída é recuperada por meio de dois fl uxos de caixa: (a) parte a ser recebida diretamente dos usuários delegados pelo poder concedente (geradoras, distribuidoras, consumidores livres, exportadores e importadores) por meio do faturamento mensal da receita anual permitida (RAP) durante o prazo de concessão; e (b) parte como indenização (para os casos que existe o direito contratual) dos bens reversíveis no fi nal do prazo da concessão, a ser recebida diretamente do poder concedente ou para quem ele delegar essa tarefa.

Tendo em vista que não existe risco de demanda na atividade de transmissão, pois a receita decorre apenas da disponibilização da rede, sendo que para a infraestrutura não utilizada até o fi nal da concessão existe um direito incondicional de receber caixa ou outro ativo fi nanceiro diretamente do poder concedente, a infraestrutura utilizada na concessão foi integralmente registrada como um Ativo Financeiro.

Os critérios de aplicação da ICPC 01 na atividade de transmissão para as concessões antigas, referentes aos ativos da Cemig GT, e para as concessões de transmissão novas, referentes aos ativos das demais empresas controladas em conjunto, são como segue:

Concessões de transmissão novas:

Para as novas concessões de transmissão, os cálculos foram feitos de forma retroativa ao início de vigência do contrato de concessão, sendo os custos relacionados à construção da infraestrutura registrados no resultado quando da sua apuração e registrando-se uma receita de construção a valor justo, que inclui, para alguns contratos, margem de lucro.

Deve ser ressaltado que o registro no resultado dos custos de infraestrutura somente ocorreu para os ativos que serão utilizados durante a concessão. A parcela dos ativos que não será utilizada durante a concessão foi registrada como um ativo fi nanceiro, pois existe um direito incondicional de receber caixa ou outro ativo fi nanceiro diretamente do poder concedente ao fi nal da vigência do contrato.

Também para as novas concessões foi registrada no ativo, durante o período da cons-trução, a receita de transmissão a ser recebida durante todo o período da concessão, a valor justo.

Após a adoção inicial, os ativos fi nanceiros das concessões novas passaram a gerar uma receita fi nanceira pela atualização da receita registrada com base na taxa efetiva de retorno.

Os impactos no Patrimônio Líquido em função da adoção do ICPC 01 para as novas concessões de transmissão estão demonstrados nesta Nota Explicativa.

Concessões de transmissão antigas:

Para as concessões de transmissão antigas, a Companhia considera que em função do volume e idade dos ativos não haveria condições de aplicar a ICPC 01 de forma retroa-tiva. Dessa forma, foram utilizados na adoção os saldos contábeis dos ativos.

Os ativos, anteriormente registrados no Imobilizado, foram integralmente alocados como um Ativo Financeiro. Os impactos no Patrimônio Líquido em função da adoção do ICPC 01 para as novas concessões de transmissão estão demonstrados nesta Nota Explicativa, sendo que para as concessões de transmissão antigas não ocorreu impacto no patrimônio líquido de 1º de janeiro de 2009, tendo em vista que foram utilizados na adoção os saldos contábeis originalmente registrados.

Aplicação na atividade de geração eólica:

A interpretação técnica ICPC 01 (IFRIC 12) é aplicável para a atividade de geração eólica em função da infraestrutura ser utilizada durante a concessão, ou seja, os ativos são, em sua maior parte, integralmente amortizados durante o período de vigência da concessão. Adicionalmente, o preço de venda da energia é defi nido em conformidade ao Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA, ou seja, a venda da energia proveniente das usinas eólicas não é realizada em mercado de livre negociação.

Dessa forma, os saldos dos ativos, anteriormente registrados no Ativo Imobilizado, foram transferidos para o Ativo Intangível.

Os cálculos foram feitos de forma retroativa ao início de vigência do contrato de concessão, sendo os custos relacionados à construção da infraestrutura registrados no resultado quando da sua apuração e registrando-se uma receita de construção a valor presente que inclui os impostos incidentes sobre a receita e margem de lucro.

b) Pronunciamento CPC 27 (IAS 16) e Interpretação Técnica ICPC 10 – AtivoImobilizado

A Companhia fez uma avaliação do valor justo dos seus ativos de geração mais antigos, registrados nas controladas e controladas em conjunto Cemig GT, Sá Carvalho, Rosal, Horizontes, Light e Cemig PCH, sendo contratada empresa especializada para avaliação dos ativos de geração e defi nição do seu valor justo pelo custo de reposição. Não foi alterada a vida útil dos ativos, tendo em vista que a Companhia adotou aquelas esti-madas pela ANEEL.

A nova avaliação dos ativos de geração implicou em um aumento no valor desses ativos, com o registro em conta específi ca do Patrimônio Líquido de cada uma das controladas em conta denominada “Ajustes de Avaliação Patrimonial”, no montante de R$1.495.823, líquido dos efeitos fi scais, com o ajuste também refl exo no Patrimônio Líquido da CEMIG em 1º de janeiro de 2009.

c) Orientação OCPC 05 – Contratos de Concessão - Outorgas Onerosas

Na obtenção das concessões para construção de alguns empreendimentos de geração de energia, a Companhia se comprometeu a efetuar pagamentos ao Poder Concedente ao longo do prazo de vigência do contrato como compensação pela exploração.

As concessões a serem pagas ao Poder Concedente preveem parcelas mensais com dife-rentes valores ao longo do tempo. Para fi ns contábeis e de reconhecimento de custos, a Companhia reconhecia as despesas incorridas de forma linear, tendo como base o valor nominal corrigido.

Entretanto, a partir de 1º de janeiro de 2009, a Companhia alterou, de forma retroativa, a prática contábil para registro dessas outorgas onerosas, por entender que representam um ativo intangível relacionado ao direito de exploração, sendo registradas a partir da assinatura dos contratos pelo valor presente da obrigação de pagamento.

O Ativo Intangível é amortizado a partir da entrada em operação da usina, sendo que a obrigação registrada a valor presente no passivo também é atualizada mensalmente com base nas premissas fi nanceiras que foram utilizadas para registro inicial dessa obri-gação.

d) Pronunciamento CPC 20 (IAS 23) - Encargos Capitalizados

A Companhia reavaliou os critérios para capitalização dos custos de empréstimos que são atribuíveis à aquisição, construção ou produção de um ativo, sendo estabelecida uma taxa média ponderada para a capitalização dos custos dos empréstimos que estão em vigência e que não estão vinculados diretamente a um ativo qualifi cável.

Esse procedimento implicou na transferência de despesas para as obras em montantes superiores aos apurados de acordo com a prática contábil anterior, quando eram transfe-ridos apenas os custos dos empréstimos e fi nanciamentos que eram diretamente vincu-lados às obras, e os custos dos demais empréstimos e fi nanciamentos eram integral-mente registrados no resultado.

e) Pronunciamento CPC 27 (IAS 16) e ICPC 01 (IFRIC 12) – Rateio da Taxa deAdministração

Até o exercício de 2009, a legislação do setor elétrico determinava que poderia ser apropriado mensalmente ao custo do imobilizado em curso até 8% dos gastos diretos de pessoal e serviços de terceiros, na proporção dos investimentos realizados, por meio de critério de rateio.

Esse procedimento está em desacordo com os novos pronunciamentos contábeis, sendo que a Companhia realizou o estorno desses valores que haviam sido incluídos no custo dos seus ativos em 2009 no montante de R$29.792.

f) Pronunciamento CPC 33 (IAS 19) - Obrigações Pós-Emprego

A Companhia registra, desde o exercício de 2000, os custos, as contribuições e o passivo atuarial relacionados à suplementação de aposentadoria e aos outros benefícios pós-emprego.

Apesar do Pronunciamento CPC 33 não apresentar alterações signifi cativas no cálculo atuarial das obrigações pós-emprego em relação aos critérios anteriores, é exigido que na adoção do Pronunciamento sejam registradas as perdas atuariais acumuladas ainda não reconhecidas de períodos anteriores no saldo de abertura de 1º de janeiro de 2009 e que se encontravam somente divulgadas em nota explicativa.

Dessa forma, a Companhia registrou uma obrigação adicional no valor de R$642.574 em contrapartida ao Patrimônio Líquido referente as perdas atuariais ainda não reco-nhecidas em 1º de janeiro de 2009.

Adicionalmente, e exclusivamente para as obrigações pós-emprego com aposentadoria, tendo em vista que a Companhia tem uma dívida pactuada com o Fundo de Pensão para a amortização de obrigações atuariais e que essa dívida é superior a obrigação defi nida pelo atuário em conformidade ao CPC 33, foi feito um registro adicional no passivo para que a obrigação registrada refl ita exatamente a obrigação com o fundo de pensão, no montante de R$24.148. Para maiores detalhes, vide nota explicativa nº 20.

Dessa forma, tendo em vista que para as obrigações pós-emprego com aposentadoria o valor registrado no passivo corresponde à dívida, a atualização monetária e os juros incidentes sobre essa dívida estão registrados na despesa fi nanceira. Para as demais obri-gações pós-emprego com plano de saúde, odontológico e seguro de vida, as despesas são registradas como operacionais.

g) Ativos e passivos regulatórios – Estrutura Conceitual (Framework)

A defi nição se os ativos e passivos regulatórios estariam dentro da estrutura conceitual das normas internacionais vem sendo discutida pelo IASB desde 2005.

Em função destas discussões, uma minuta de pronunciamento relacionada aos procedi-mentos a serem adotados para o registro de ativos e passivos regulatórios nas empresas reguladas foi emitido pelo IASB em 2009 para análise e recebimento de contribuições. Em 2010, o IASB decidiu postergar a conclusão do projeto para o último trimestre de 2011.

Portanto, para o exercício de 2010, não existe nenhuma norma específi ca em vigor que permita o reconhecimento destes ativos e passivos regulatórios.

Dessa forma, a Companhia realizou a baixa dos ativos e passivos regulatórios de suas Demonstrações Contábeis, estando apresentados na nota explicativa nº 34 os principais saldos dos itens regulatórios que não foram registrados nas Demonstrações Contábeis da Companhia na data de 1º de janeiro de 2009.

h) Pronunciamento CPC 32 (IAS 12) – Impostos incidentes sobre os ajustes de adoção das novas normas contábeis

Em decorrência dos ajustes mencionados anteriormente nesta nota relacionados à adoção das novas normas contábeis, a Companhia efetuou o registro dos impostos inci-dentes sobre esses ajustes conforme demonstrado a seguir na conciliação dos balanços patrimoniais e na demonstração de resultado.

Conciliação do Balanço Patrimonial

A conciliação do Balanço Patrimonial para os ajustes efetuados em função da adoção das novas práticas contábeis são como segue:

A composição dos efeitos no Patrimônio Líquido estão demonstrados no item2.8 desta nota.



CIRCULANTE Caixa e Equivalentes de Caixa ..................... 2.283.937 – 2.283.937 256.906 – 256.906 Consumidores e Revendedores ................... H 2.042.157 (23.861) 2.018.296 – – – Recomposição Tarifária Extraordinária e Parcela “A” ............................................. H 329.350 (329.350) – – – – Concessionários - Transporte de Energia ..... H 463.165 (30.061) 433.104 – – – Ativo Financeiro da Concessão .................... A – 140.603 140.603 – – – Tributos Compensáveis ............................... 318.557 93 318.650 11.573 11.573 Imposto de Renda e Contribuição Social a recuperar .................................................. 525.292 (67.695) 457.597 Despesas Antecipadas - CVA ....................... H 778.545 (778.545) – – – – Revendedores - Transações com Energia Livre ............................................. H 15.076 (15.076) – – – – Impostos de Renda e Contribuição Social Diferidos ..................................................... H 188.792 (188.792) – 18.381 (18.381) – Dividendos a Receber .................................. – – – 1.436.822 – 1.436.822 Ativo Regulatório – PIS-PASEP/COFINS...... H 46.240 (46.240) – – – – Reajuste Tarifário Diferido ........................... H 133.423 (133.423) – – – – Estoques ....................................................... 35.830 – 35.830 17 – 17 Outros Créditos ............................................ 517.158 (41.727) 475.431 21.582 – 21.582TOTAL DO CIRCULANTE ....................... 7.677.522 (1.514.074) 6.163.448 1.745.281 (18.381) 1.726.900

NÃO CIRCULANTE Contas a Receber do Governo do Estado .... 1.800.873 – 1.800.873 – – – Fundo de Investimentos em Direitos Creditórios ................................... – – – 810.593 – 810.593 Recomposição Tarifária e Parcela “A” ......... H 218.688 (218.688) – – – – Despesas Antecipadas - CVA ...................... H 296.762 (296.762) – – – – Impostos de Renda e Contribuição Social Diferidos .......................................... E C F 748.014 980.161 1.728.175 145.976 30.068 176.044 Revendedores - Transações com Energia Livre .............................................. H 4.107 (4.107) – – – – Tributos Compensáveis ............................... H 98.369 – 98.369 426 – 426 Imposto de Renda e Contribuição Social a recuperar .................................................. 173.683 – 173.683 173.638 – 173.638 Depósitos Vinculados a Litígios .................. 382.176 57.654 439.830 87.831 42.209 130.040 Consumidores e Revendedores ................... 90.529 – 90.529 – – – Outros Créditos ............................................ H 142.795 (10.792) 132.003 68.372 – 68.372 Ativo Financeiro da Concessão .................... A – 2.890.881 2.890.881 – – – Investimentos .............................................. 36.689 – 36.689 7.857.745 386.919 8.244.664 E D A Imobilizado .................................................. B 12.055.792 (4.016.703) 8.039.089 2.034 – 2.034 Intangível ..................................................... D A C 615.469 3.334.919 3.950.388 2.543 – 2.543 TOTAL DO NÃO CIRCULANTE............ 16.663.946 2.716.563 19.380.509 9.149.203 459.196 9.608.399TOTAL DO ATIVO ...................................... 24.341.468 1.202.489 25.543.957 10.894.484 440.815 11.335.299

ATIVO Item

Consolidado Controladora

01/01/2009GAAP

Anterior Ajustes01/01/2009

IFRS

01/01/2009GAAP

Anterior Ajustes01/01/2009BRGAAP

CIRCULANTE Fornecedores ..................................... 891.821 – 891.821 7.134 – 7.134 Encargos Regulatórios ...................... 488.835 – 488.835 – – – Participações nos Lucros .................... 116.955 – 116.955 4.502 – 4.502 Impostos, Taxas e Contribuições ....... A 435.492 (15.927) 419.565 31.990 – 31.990 Imposto de Renda e Contribuição Social .......................... A 191.841 (77.806) 114.035 Juros sobre Capital Próprio e Dividendos a Pagar ........................... 960.129 – 960.129 960.129 – 960.129 Empréstimos e Financiamentos.......... 881.880 – 881.880 6.740 – 6.740 Debêntures.......................................... 398.268 – 398.268 – – – Salários e Contribuições Sociais ........ 293.894 – 293.894 16.117 – 16.117 Passivo Regulatório - CVA ................ H 488.284 (488.284) – – – – Obrigações Pós-emprego .................. 83.097 – 83.097 3.907 – 3.907 Provisão para Perdas em Instrumentos Financeiros ................ 98.628 – 98.628 – – – Dívidas com Pessoas Ligadas ............ – – – 10.003 – 10.003 Outras Obrigações .............................. H 478.947 (39.569) 439.378 20.623 – 20.623 TOTAL DO CIRCULANTE ........... 5.808.071 (621.586) 5.186.485 1.061.145 – 1.061.145

NÃO CIRCULANTE Encargos Regulatórios ....................... 20.521 – 20.521 – – – Passivo Regulatório - CVA ................. H 156.883 (156.883) – – – – Empréstimos e Financiamentos ......... 4.824.307 – 4.824.307 73.587 – 73.587 Debêntures.......................................... 1.240.283 – 1.240.283 – – – Impostos, Taxas e Contribuições ....... A B C 122.732 – 122.732 – – – Imposto de Renda e Contribuição Social ................................................ 248.653 798.179 1.046.832 – – – Provisões para Contingências ........... H 661.935 59.794 721.729 355.153 42.209 397.362 Concessões a Pagar ............................ C – 75.689 75.689 – Obrigações Pós-emprego ................... F 1.396.704 642.575 2.039.279 52.935 34.373 87.308 Outras Obrigações .............................. H 166.929 (7.474) 159.455 30 – 30 TOTAL DO NÃO CIRCULANTE ... 8.838.947 1.411.880 10.250.827 481.705 76.582 558.287

TOTAL DO PASSIVO ....................... 14.647.018 790.294 15.437.312 1.542.850 76.582 1.619.432

PATRIMÔNIO LÍQUIDO ATRIBUÍDO AOS CONTROLADORES Capital Social .................................. 2.481.508 – 2.481.508 2.481.508 – 2.481.508 Reservas de Capital ........................ B 3.983.021 – 3.983.021 3.983.021 – 3.983.021 Reservas de Lucros ......................... A C DF H 2.859.920 – 2.859.920 2.859.920 – 2.859.920 Ajuste Acumulado de Conversão ... 61 – 61 61 – 61 Aj. Avaliação Patrimonial ............... – 1.495.823 1.495.823 – 1.495.823 1.495.823 Recursos Destinados a Aumento de Capital ........................................ 27.124 – 27.124 27.124 – 27.124 Prejuízos Acumulados .................... – (1.131.590) (1.131.590) – (1.131.590) (1.131.590) 9.351.634 364.233 9.715.867 9.351.634 364.233 9.715.867 PARTICIPAÇÕES DOS ACIONISTAS NÃO CONTROLADORES ................... 342.816 47.962 390.778 – – –

TOTAL DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO ........................................ 9.694.450 412.195 10.106.645 9.351.634 364.233 9.715.867

TOTAL DO PASSIVO E DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO ............... 24.341.468 1.202.489 25.543.957 10.894.484 440.815 11.335.299

PASSIVO Item


01/01/2009GAAP


IFRS

01/01/2009GAAP


CIRCULANTE Caixa e Equivalentes de Caixa ............ 4.424.959 – 4.424.959 656.704 – 656.704 Consumidores e Revendedores .......... H 2.107.342 170.565 2.277.907 – – – Recomposição Tarifária Extraordinária e Parcela “A” ............ H 227.444 (227.444) – – – – Concessionários - Transporte de Energia .......................................... H 395.649 (28.665) 366.984 – – – Ativo Financeiro da Concessão ........... A – 222.173 222.173 – Tributos Compensáveis ...................... 343.655 13.372 357.027 8.208 – 8.208 Imposto de Renda e Contribuição Social a Recuperar ............................. 550.325 (20.000) 530.325 – – – Despesas Antecipadas - CVA .............. H 754.373 (754.373) – – – – Revendedores - Transações com Energia Livre ............................ H 46.028 (46.028) – – – – Impostos de Renda e Contribuição Social Diferidos ................................ H 141.889 (141.889) – 7.525 (7.525) – Dividendos a Receber ......................... – – – 1.362.451 – 1.362.451 Revisão Tarifária da Transmissão ...... H 83.303 (83.303) – – – – Reajuste Tarifário Diferido .................. – – – – – – Estoques .............................................. 35.032 – 35.032 17 – 17 Outros Créditos ................................... 334.416 68.151 402.567 14.124 – 14.124 TOTAL DO CIRCULANTE ............ 9.444.415 (827.441) 8.616.974 2.049.029 (7.525) 2.041.504NÃO CIRCULANTE Contas a Receber do Governo do Estado .......................................... 1.823.644 – 1.823.644 – – – Fundo de Investimentos em Direitos Creditórios .......................... – – – 872.638 – 872.638 Despesas Antecipadas - CVA ............. H 199.915 (199.915) – – – – Impostos de Renda e Contribuição Social Diferidos ................................. E C F 572.146 535.629 1.107.775 111.920 20.896 132.816 Tributos Compensáveis ...................... H 115.200 – 115.200 111.895 – 111.895 Impostos de Renda e Contribuição Social a recuperar .............................. 112.719 5.013 117.732 Depósitos Vinculados a Litígios ......... 627.567 65.798 693.365 95.461 57.879 153.340 Consumidores e Revendedores .......... 161.239 – 161.239 – – – Ativo Regulatório – PIS-PASEP/ COFINS ............................................. H 46.240 (46.240) – – – – Revisão Tarifária da Transmissão ...... H 35.976 (35.976) – – – – Outros Créditos ................................... H 126.925 (11.811) 115.114 78.286 7.065 85.351 Ativo Financeiro da Concessão ........... A – 5.508.462 5.508.462 – – – Investimentos ..................................... 25.955 – 25.955 8.540.385 908.887 9.449.272 Imobilizado ........................................ E D A B 13.862.757 (5.559.834) 8.302.923 1.891 (12) 1.879 Intangível ............................................ D A C 1.711.575 1.993.692 3.705.267 1.544 – 1.544 TOTAL DO NÃO CIRCULANTE... 19.421.858 2.254.818 21.676.676 9.814.020 994.715 10.808.735TOTAL DO ATIVO ............................. 28.866.273 1.427.377 30.293.650 11.863.049 987.190 12.850.239

ATIVO Item


31/12/2009GAAP


IFRS

31/12/2009GAAP


CIRCULANTE Fornecedores ..................................... 852.195 – 852.195 14.275 – 14.275 Encargos Regulatórios ...................... 324.234 – 324.234 – – – Participações nos Lucros .................... 97.878 – 97.878 3.774 – 3.774 Impostos, Taxas e Contribuições ........ A 429.399 (9.908) 419.491 32.838 – 32.838 Imposto de Renda e Contribuição Social ................................................ A 187.481 (60.373) 127.108 Juros sobre Capital Próprio e Dividendos a Pagar ............................ 953.789 – 953.789 953.789 – 953.789 Empréstimos e Financiamentos.......... 4.244.123 1.634.347 5.878.470 23.358 – 23.358 Debêntures.......................................... 35.570 745.006 780.576 – – – Salários e Contribuições Sociais ........ 353.291 – 353.291 18.423 – 18.423 Passivo Regulatório - CVA ................ H 656.404 (656.404) – – – – Obrigações Pós-emprego .................. 94.041 – 94.041 4.108 – 4.108 Provisão para Perdas em Instrumentos Financeiros ................ 78.305 – 78.305 – – – Revisão Tarifária da Transmissão ...... – – – – – – Dívidas com Pessoas Ligadas ............ – – – 10.839 – 10.839 Provisões para Contingências ........... – – – – – – RTE e Parcela “A” ............................. – – – – – – Outras Obrigações .............................. 414.794 (94.575) 320.219 20.605 – 20.605

TOTAL DO CIRCULANTE ........... 8.721.504 1.558.093 10.279.597 1.082.009 – 1.082.009

NÃO CIRCULANTE Encargos Regulatórios ....................... 152.303 – 152.303 – – – Passivo Regulatório - CVA ................ H 228.111 (228.111) – – – – Empréstimos e Financiamentos ......... 5.678.628 (1.634.347) 4.044.281 55.190 – 55.190 Debêntures.......................................... 1.334.626 (745.006) 589.620 – – – Impostos, Taxas e Contribuições ....... A B C 340.905 (14.360) 326.545 – – – Imposto de Renda e Contribuição Social ................................................ A B C 261.792 726.921 988.713 Provisões para Contingências ........... H 495.096 66.931 562.027 326.032 57.879 383.911 Concessões a pagar ............................ C – 79.817 79.817 – – Obrigações Pós-emprego ................... F 1.178.946 736.040 1.914.986 48.118 39.315 87.433 Outras Obrigações .............................. H 198.857 (8.597) 190.260 76.195 – 76.195

TOTAL DO NÃO CIRCULANTE.. 9.869.264 (1.020.712) 8.848.552 505.535 97.194 602.729

TOTAL DO PASSIVO ....................... 18.590.768 537.381 19.128.149 1.587.544 97.194 1.684.738

PATRIMÔNIO LÍQUIDO ATRIBUÍDO AOS CONTROLADORES Capital Social .................................. 3.101.884 – 3.101.884 3.101.884 – 3.101.884 Reservas de Capital ........................ B 3.969.099 – 3.969.099 3.969.099 – 3.969.099 Reservas de Lucros ......................... H D A C F 3.177.248 – 3.177.248 3.177.248 – 3.177.248 Ajuste Acumulado de Conversão ... 150 – 150 150 – 150 Aj. Avaliação Patrimonial ............... – 1.343.383 1.343.383 – 1.343.383 1.343.383 Recursos Destinados a Aumento de Capital ............................................. 27.124 – 27.124 27.124 – 27.124 Prejuízos Acumulados .................... – (453.387) (453.387) – (453.387) (453.387) 10.275.505 889.996 11.165.501 10.275.505 889.996 11.165.501

TOTAL DO PASSIVO E DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO ................ 28.866.273 1.427.377 30.293.650 11.863.049 987.190 12.850.239

PASSIVO Item


31/12/2009GAAP


IFRS

31/12/2009GAAP




Resultado

A conciliação da Demonstração do Resultado para os ajustes efetuados no balanço de abertura e referente à 31/12/2009 são como segue:

A composição dos efeitos no Resultado estão demonstrados no item 2.8 desta nota.

ativos fi nanceiros (incluindo os ativos designados pelo valor justo por meio do resul-tado) são reconhecidos inicialmente na data da negociação na qual a Companhia se torna uma das partes das disposições contratuais do instrumento.

A Companhia desreconhece um ativo fi nanceiro quando os direitos contratuais aos fl uxos de caixa do ativo expiram, ou quando transfere os direitos ao recebimento dos fl uxos de caixa contratuais sobre um ativo fi nanceiro em uma transação no qual essencialmente todos os riscos e benefícios da titularidade do ativo fi nanceiro são transferidos. Eventual participação que seja criada ou retida pela Companhia nos ativos fi nanceiros são reconhecidos como um ativo ou passivo individual.

Os ativos ou passivos fi nanceiros são compensados e o valor líquido apresentado no balanço patrimonial quando, somente quando, a Companhia tenha o direito legal de compensar os valores e tenha a intenção de liquidar em uma base líquida ou de realizar o ativo e liquidar o passivo simultaneamente.

A Companhia tem os seguintes ativos fi nanceiros não derivativos: ativos fi nanceiros registrados pelo valor justo por meio do resultado, empréstimos e recebíveis e ativos fi nanceiros disponíveis para venda.

Passivos fi nanceiros não derivativos – A Companhia reconhece títulos de dívida emitidos e passivos subordinados inicialmente na data em que são originados. Todos os outros passivos fi nanceiros (incluindo passivos designados pelo valor justo regis-trado no resultado) são reconhecidos inicialmente na data de negociação na qual a Companhia se torna uma parte das disposições contratuais do instrumento. A Compa-nhia baixa um passivo fi nanceiro quando tem suas obrigações contratuais retiradas, canceladas ou vencidas.

Os ativos e passivos fi nanceiros são compensados e o valor líquido é apresentado no balanço patrimonial quando, e somente quando, a Companhia tenha o direito legal de compensar os valores e tenha a intenção de liquidar em uma base líquida ou de realizar o ativo e quitar o passivo simultaneamente.

A Companhia tem os seguintes passivos fi nanceiros não derivativos: empréstimos, fi nanciamentos, debêntures, fornecedores e outras contas a pagar. Tais passivos fi nan-ceiros são reconhecidos inicialmente pelo valor justo acrescido de quaisquer custos de transação atribuíveis. Após o reconhecimento inicial, esses passivos fi nanceiros são medidos pelo custo amortizado através do método dos juros efetivos.

Capital Social – Ações ordinárias são classifi cadas como patrimônio líquido. O capital preferencial é classifi cado como patrimônio líquido caso seja não resgatável, ou somente resgatável à escolha da Companhia. Ações preferenciais não dão direito a voto e possuem preferência na liquidação da sua parcela do capital social. Os direitos de dividendos mínimos estabelecidos para as ações preferências estão descritos na nota explicativa nº 22.

Os dividendos mínimos obrigatórios conforme defi nido em estatuto são reconhe-cidos como passivo.

Instrumentos fi nanceiros ao valor justo através do resultado – Um ativo fi nanceiro é classifi cado pelo valor justo por meio do resultado caso seja classifi cado como mantido para negociação ou seja designado como tal no momento do reconheci-mento inicial. Os ativos fi nanceiros são designados pelo valor justo por meio do resultado se a Companhia gerencia tais investimentos e toma decisões de compra e venda baseadas em seus valores justos de acordo com a gestão de riscos docu-mentada e a estratégia de investimentos da Companhia. Os custos da transação são reconhecidos no resultado como incorridos. Ativos fi nanceiros registrados pelo valor justo por meio do resultado são medidos pelo valor justo, e mudanças no valor justo desses ativos são reconhecidas no resultado do exercício. Foram considerados nessa categoria os Títulos e Valores Mobiliários – Aplicação Financeira e os saldos de Letras Financeiras do Tesouro e Letras do Tesouro Nacional incluídos em Caixa e Equivalentes de Caixa.

Empréstimos e recebíveis – são ativos fi nanceiros com pagamentos fi xos ou calculá-veis que não são cotados no mercado ativo. Tais ativos são reconhecidos inicialmente pelo valor justo acrescido de quaisquer custos de transação atribuíveis. Após o reco-nhecimento inicial, os empréstimos e recebíveis são medidos pelo custo amortizado através do método dos juros efetivos, decrescidos de qualquer perda por redução ao valor recuperável.

Os empréstimos e recebíveis abrangem Consumidores e Revendedores, Concessio-nários – Transporte de Energia, Caixa e Equivalentes de Caixa, exceto as Letras Financeiras do Tesouro e Letras do Tesouro Nacional, Contas a Receber do Governo de Minas Gerais, Fundo de Investimentos em Direitos Creditórios e Ativo Financeiro da Concessão.

Caixa e Equivalentes de Caixa abrangem saldos de caixa e investimentos fi nanceiros com conversibilidade imediata em um montante conhecido de caixa e sujeito a um insignifi cante risco de mudança de valor, classifi cados como empréstimos e recebí-veis. Os equivalentes de caixa são mantidos com a fi nalidade de atender a compro-missos de caixa de curto prazo e não para investimento ou outros fi ns.

A Companhia reconhece um ativo fi nanceiro resultante de um contrato de concessão quando tem um direito contratual incondicional a receber caixa ou outro ativo fi nan-ceiro do, ou sob a direção do concedente pelos serviços de construção ou melhoria prestados. Tais ativos fi nanceiros são mensurados pelo valor justo mediante o reco-nhecimento inicial. Após o reconhecimento inicial, os ativos fi nanceiros são mensu-rados pelo custo amortizado.

Instrumentos disponíveis para venda – são ativos fi nanceiros não derivativos que são designados como disponíveis para venda ou não são classifi cados como instru-mentos fi nanceiros ao valor justo através do resultado ou empréstimos e recebíveis. Os investimentos da Companhia em determinados títulos de dívida são classifi cados como ativos fi nanceiros disponíveis para venda. Após o reconhecimento inicial, eles são medidos pelo valor justo e as mudanças, que não sejam perdas por redução ao valor recuperável, são reconhecidas em outros resultados abrangentes e apresen-tadas dentro do patrimônio líquido. Quando um investimento é baixado, o resultado acumulado em outros resultados abrangentes é transferido para o resultado.

Instrumentos fi nanceiros derivativos – A Companhia mantém instrumentos deriva-tivos de hedge fi nanceiros para proteger parte de suas exposições de risco de variação de moeda estrangeira. Os derivativos são reconhecidos inicialmente pelo seu valor justo e os custos de transação atribuíveis são reconhecidos no resultado quando incor-ridos. Posteriormente ao reconhecimento inicial, os derivativos são mensurados pelo valor justo e as variações no valor justo são registradas no resultado.

b) Moeda estrangeira

Transações em moeda estrangeira são convertidas para a respectiva moeda funcional da Companhia pelas taxas de câmbio nas datas das transações. Ativos e passivos mone-tários denominados e apurados em moedas estrangeiras na data de apresentação são reconvertidas para a moeda funcional à taxa de câmbio apurada naquela data. O ganho ou perda cambial em itens monetários é a diferença entre o custo amortizado da moeda funcional no começo do período, ajustado por juros e pagamentos efetivos durante o período, e o custo amortizado em moeda estrangeira à taxa de câmbio no fi nal do período de apresentação. Ativos e passivos não monetários denominados em moedas estrangeiras que são mensurados pelo valor justo são reconvertidos para a moeda funcional à taxa de câmbio na data em que o valor justo foi apurado. As diferenças de moedas estrangeiras resultantes na reconversão são reconhecidas no resultado. Itens não monetários que sejam medidos em termos de custos históricos em moeda estran-geira são convertidos pela taxa de câmbio apurada na data da transação.

2.8. Reapresentação das Informações Trimestrais – ITRs do exercício de 2010

A Companhia optou por apresentar suas informações trimestrais de 2010 utilizando as normas contábeis adotadas no Brasil até 31 de dezembro de 2009, conforme facultado pela CVM através da Deliberação nº 603.

Em função da adoção dos novos pronunciamentos emitidos pelo CPC, constantes do item 2.7 desta nota, a Companhia irá reapresentar os ITR de 2010, comparativamente com os de 2009 também ajustados às normas de 2010, até a data de apresentação do primeiro ITR de 2011, conforme previsto na Deliberação CVM 626.

Os efeitos no resultado e no patrimônio líquido para cada trimestre de 2010 e 2009 decor-rentes da adoção das novas normas contábeis são como segue abaixo demonstrados. Esses efeitos não foram auditados pelos auditores independentes, mas sim submetidos à revisão dos auditores, realizada em conformidade à NPA 06 do IBRACON.

Lucro acumulado até o período .... 336.242 860.036 1.427.074 1.861.403Ajuste de Avaliação Patrimonial (Custo Atribuído) ICPC10 e CPC27 .. (37.998) (75.996) (113.994) (151.992)Ativos de concessões de Gás - ICPC01 e OCPC05 ............... (39) (79) (118) (157)Ativos de concessões de Geração Eólica - ICPC01 e OCPC05 ........... 839 1.679 2.518 3.358Ativos de concessões de Transmissão novas - ICPC01 e OCPC05 .............. 16.088 32.177 48.265 64.353Baixa Taxa Administração - CPC27 e ICPC01 ........................... 4.184 8.368 12.552 16.736Contratos de Concessão - Outorga Onerosa - OCPC 05 .......... (503) (1.007) (1.510) (2.013)Encargos Capitalizados - CPC20 ..... 494 988 1.482 1.976Obrigações pós emprego .................. (15.421) (30.842) (46.264) (61.685)Reversão Ativos e Passivos Regulatórios - Estrutura Conceitual .. 100.390 200.780 301.169 401.558Efeito da Adoção das Novas Normas Contábeis ........................ 68.034 136.068 204.100 272.134Lucro líquido ajustado .................. 404.276 996.104 1.631.174 2.133.537

1º Trimestre

2009

2º Trimestre

2009

3º Trimestre

2009

4º Trimestre

2009

Lucro acumulado até o período .... 419.223 709.739 1.263.059 2.017.780Ajuste de Avaliação Patrimonial (Custo Atribuído) ICPC10 e CPC27 .. (33.478) (66.955) (100.433) (133.910)Ativos de concessões de Gás - ICPC01 e OCPC05 ............... 3.299 6.598 9.896 13.195Ativos de concessões de Geração Eólica - ICPC01 e OCPC05 ........... (394) (787) (1.181) (1.574)Ativos de concessões de Transmissão novas - ICPC01 e OCPC05 ............ 61.028 122.056 183.084 244.113Baixa Taxa Administração - CPC27 e ICPC01 ........................... (122) (243) (365) (487)Contratos de Concessão - Outorga Onerosa - OCPC 05 .......... (2.096) (4.191) (6.287) (8.382)Encargos Capitalizados - CPC20 ..... 2.122 4.243 6.365 8.486Obrigações pós emprego .................. (10.860) (21.721) (32.581) (43.441)Reversão Ativos e Passivos Regulatórios - Estrutura Conceitual 40.549 81.099 121.648 162.196

Efeito da Adoção das Novas Normas Contábeis ........................ 60.048 120.099 180.146 240.196

Lucro líquido ajustado .................. 479.271 829.838 1.443.205 2.257.976

1º Trimestre

2010

2º Trimestre

2010

3º Trimestre

2010

4º Trimestre

2010

Patrimônio líquido ......................... 9.687.876 10.210.838 10.768.280 10.275.505Ajuste de Avaliação Patrimonial (Custo Atribuído) ICPC10 e CPC27 .. 1.395.387 1.357.389 1.319.391 1.281.393Ativos de concessões de Gás - ICPC01 e OCPC05 ....................................... 5.513 5.474 5.434 5.395Ativos de concessões de Geração Eólica - ICPC01 e OCPC05 ........... 6.631 7.470 8.310 9.149Ativos de concessões de Transmissão novas - ICPC01 e OCPC05 ............. 256.396 290.607 324.818 359.029Baixa Taxa Administração - CPC27 e ICPC01 ........................................ 4.184 8.368 12.552 16.736Contratos de Concessão - Outorga Onerosa - OCPC 05 ........................ (26.288) (26.792) (27.295) (27.798)Encargos Capitalizados - CPC20 ..... 494 988 1.482 1.976Obrigações pós emprego .................. (439.521) (454.943) (470.364) (485.785)Reversão Ativos e Passivos Regulatórios - Estrutura Conceitual (578.125) (475.450) (372.774) (270.099)Efeito da Adoção das Novas Normas Contábeis ........................ 624.671 713.111 801.554 889.996Patrimônio líquido ajustado.......... 10.312.547 10.923.949 11.569.834 11.165.501

1º Trimestre

2009

2º Trimestre

2009

3º Trimestre

2009

4º Trimestre

2009

Patrimônio líquido ........................ 10.730.983 11.019.775 11.539.970 10.311.888Ajuste de Avaliação Patrimonial (Custo Atribuído) ICPC10 e CPC27 .. 1.189.960 1.156.483 1.123.005 1.089.528Ativos de concessões de Gás - ICPC01 e OCPC05 ....................................... 8.694 11.993 15.291 18.590Ativos de concessões de Geração Eólica - ICPC01 e OCPC05 ........... 8.755 8.362 7.968 7.574Ativos de concessões de Transmissão novas - ICPC01 e OCPC05 ............. 451.980 513.008 574.036 635.064Baixa Taxa Administração - CPC27 e ICPC01 ........................................ 16.614 16.492 16.371 16.249Contratos de Concessão - Outorga Onerosa - OCPC 05 ........................ (29.894) (31.989) (34.085) (36.180)Encargos Capitalizados - CPC20 ..... 4.098 6.219 8.341 10.462Obrigações pós emprego .................. (496.645) (507.506) (518.366) (529.226)Reversão Ativos e Passivos Regulatórios - Estrutura Conceitual .... (169.484) (128.934) (88.385) (47.836)Efeito da Adoção das Novas Normas Contábeis ........................ 984.078 1.044.128 1.104.176 1.164.225Patrimônio líquido ajustado.......... 11.715.061 12.063.903 12.644.146 11.476.113

1º Trimestre

2010

2º Trimestre

2010

3º Trimestre

2010

4º Trimestre

2010

2.9. Principais Práticas Contábeis

As políticas contábeis descritas em detalhes abaixo têm sido aplicadas de maneira consistente a todos os períodos apresentados nessas demonstrações contábeis indivi-duais e consolidadas e na preparação do balanço patrimonial de abertura apurado em 1º de janeiro de 2009 com a fi nalidade da transição para as normas IFRS e normas CPC.

As políticas contábeis têm sido aplicadas de maneira consistente pelas entidades do grupo.

a) Instrumentos fi nanceiros

Ativos fi nanceiros não derivativos – A Companhia reconhece os empréstimos e rece-bíveis e depósitos inicialmente na data em que foram originados. Todos os outros

Item

Consolidado Controladora31/12/2009

GAAP Anterior Ajustes

31/12/2009IFRS

31/12/2009GAAP


RECEITA .............................................................................................. H A 11.705.083 453.229 12.158.312 345 − 345 CUSTOS OPERACIONAIS CUSTO COM ENERGIA ELÉTRICA E GÁS Energia Elétrica Comprada para Revenda ............................................ H (3.706.021) 506.648 (3.199.373) − − − Encargos de Uso da Rede Básica de Transmissão ................................ H (831.477) (21.558) (853.035) − − − Gás Comprado para Revenda ............................................................... A (166.810) 275 (166.535) − − − (4.704.308) 485.365 (4.218.943) − − − CUSTO DE OPERAÇÃO Pessoal e Administradores ................................................................... E (904.824) (21.125) (925.949) − − − Participação dos Empregados e Administradores no Resultado ........... − (238.554) (238.554) Obrigações Pós-emprego ...................................................................... F (91.145) 91.145 − − − − Materiais ............................................................................................... E (100.197) (6.163) (106.360) − − − Matéria-Prima e Insumos para Produção de Energia ........................... (4.070) − (4.070) − − − Serviços de Terceiros ............................................................................ H E (641.641) 2.533 (639.108) − − − Depreciação e Amortização .................................................................. E A B C (712.232) (159.436) (871.668) − − − Provisões Operacionais ......................................................................... H (27.386) (18.451) (45.837) − − − Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos .......... (146.083) − (146.083) − − − Outras .................................................................................................... H E A B C (98.462) 18.493 (79.969) − − − (2.726.040) (331.558) (3.057.598) − − − CUSTOS DE CONSTRUÇÃO .............................................................. − (119.176) (119.176) − − − CUSTO TOTAL .................................................................................... (7.430.348) 34.631 (7.395.717) − − − LUCRO BRUTO .................................................................................. 4.274.735 487.860 4.762.595 345 − 345 DESPESA OPERACIONAL Despesas com Vendas ......................................................................... (183.899) − (183.899) − − − Despesas Gerais e Administrativas ..................................................... (676.909) − (676.909) (28.234) (17.774) (46.008) Outras Despesas Operacionais ............................................................ (111.175) (98.820) (209.995) (17.972) − (17.972) ........................................................................................................... (971.983) (98.820) (1.070.803) (46.206) (17.774) (63.980) Lucro (Prejuízo) Operacional antes do Resultado de Equivalência Patrimonial e Resultado Financeiro .................................................. 3.302.752 389.040 3.691.792 (45.861) (17.774) (63.635) Resultado de Equivalência Patrimonial ............................................. − − − 2.046.912 279.994 2.326.906 Receitas Financeiras ............................................................................. C D 883.404 (50.238) 833.166 41.467 − 41.467 Despesas Financeiras ............................................................................ (1.102.726) (84.931) (1.187.657) (40.357) (4.591) (44.948)

Lucro antes dos Impostos .................................................................... 3.083.430 253.871 3.337.301 2.002.161 257.629 2.259.790 Imposto de Renda e Contribuição Social ............................................... (895.561) − (895.561) (115.749) − (115.749) Imposto de Renda e Contribuição Social Diferidos ............................... H F D B A E (15.111) (220.291) (235.402) (12.187) 1.683 (10.504) Participação dos Empregados e Administradores no Resultado ............. (238.554) 238.554 − (12.822) 12.822 −

LUCRO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO ................................................ 1.934.204 272.134 2.206.338 1.861.403 272.134 2.133.537 Lucro Atribuível aos Acionistas Controladores ...................................... 1.861.403 272.134 2.133.537 Lucro Atribuível aos Acionistas não Controladores ............................... 72.801 − 72.801 − − −



Os ganhos e as perdas decorrentes de variações de investimentos no exterior refe-rente a controlada em conjunto Transchile são reconhecidos diretamente no Patri-mônio Líquido na conta de Ajuste Acumulado de Conversão e reconhecidos no demonstrativo de resultado quando esses investimentos forem alienados, total ou parcialmente. As demonstrações contábeis de controlada no exterior são ajustadas às práticas contábeis brasileiras e internacionais e, posteriormente, convertidas para a moeda funcional local pela taxa de câmbio da data do fechamento.

c) Consumidores e Revendedores

As contas a receber de consumidores e revendedores são registradas inicialmente pelo valor justo, faturado e não faturado, e, subsequentemente mensuradas pelo custo amortizado. Inclui os respectivos impostos diretos de responsabilidade tributária da Companhia, menos os impostos retidos na fonte, os quais são considerados créditos tributários.

A provisão para crédito de liquidação duvidosa, para os consumidores de baixa e média tensão, é registrada com base em estimativas da Administração, em valor sufi -ciente para cobrir prováveis perdas. Os principais critérios defi nidos pela Companhia são: (i) consumidores com valores signifi cantes, uma análise é feita do saldo a receber levando em conta o histórico da dívida, as negociações em andamento e as garantias reais; (ii) para os outros consumidores os débitos vencidos a mais de 90 dias para consumidores residenciais, mais de 180 dias para os consumidores comerciais, ou mais de 360 dias para os demais consumidores, 100% do saldo é provisionado. Tais critérios não diferem daqueles estabelecidos pela ANEEL.

Para os grandes consumidores é feita uma analise individual dos devedores e das ações em andamento para recebimento dos créditos.

d) Estoques

Os estoques são mensurados pelo menor valor entre o custo e o valor realizável líquido. O custo dos estoques é baseado no princípio do custo médio de aquisição e inclui gastos incorridos na aquisição de estoques, custos de produção e transfor-mação e outros custos incorridos em trazê-los às suas localizações e condições exis-tentes. Os materiais em estoque são classifi cados no Ativo Circulante e os materiais destinados a obras são classifi cados no Ativo Imobilizado ou Intangível, não sendo depreciados ou amortizados.

O valor realizável líquido é o preço estimado de venda no curso normal dos negó-cios, deduzido dos custos estimados de conclusão e despesas de vendas.

e) Investimentos

Nas Demonstrações Contábeis individuais da controladora as informações fi nan-ceiras de controladas e controladas em conjunto são reconhecidas através do método de equivalência patrimonial, inicialmente pelo custo. Os investimentos da Compa-nhia incluem o ágio identifi cado na aquisição, líquido de quaisquer perdas acumu-ladas por redução ao valor recuperável.

f) Arrendamento operacional

Pagamentos efetuados sob um contrato de arrendamento operacional são reconhe-cidos como despesas na demonstração de resultados em bases lineares pelo prazo do contrato de arrendamento.

g) Ativos vinculados à concessão

Atividade de distribuiçãoA parcela dos ativos da concessão que será integralmente utilizada durante a concessão é registrada como um ativo intangível e amortizada integralmente durante o período de vigência do contrato de concessão.

A amortização é calculada sobre o saldo dos ativos vinculados à concessão pelo método linear, mediante aplicação das taxas determinadas pela ANEEL para a ativi-dade de distribuição de energia elétrica, e refl etem a vida útil estimada dos bens.

A Companhia mensura a parcela do valor dos ativos que não estará integralmente amortizada até o fi nal da concessão, registrando esse valor como um ativo fi nanceiro por ser um direito incondicional de receber caixa ou outro ativo fi nanceiro direta-mente do poder concedente.

Os novos ativos são registrados inicialmente no Ativo Intangível, mensurados pelo custo de aquisição, incluindo os custos de empréstimos capitalizados. Quando da sua entrada em operação são bifucardos entre Ativo Financeiro e Ativo Intangível, conforme critério mencionado nos parágrafos anteriores.

O valor contábil dos bens substituídos é baixado em contrapartida ao resultado do exercício.

Atividade de transmissãoPara as novas concessões de transmissão, os custos relacionados à construção da infraestrutura são registrados no resultado quando da sua apuração e registra-se uma receita de construção baseada no estágio de conclusão da obra realizada, incluindo os impostos incidentes sobre a receita e eventual margem de lucro.

Somente são registrados no resultado os custos da infraestrutura que será utilizada durante a concessão. A parcela dos ativos que não será utilizada durante a concessão é registrada como um Ativo Financeiro, pois existe um direito incondicional de receber caixa ou outro Ativo Financeiro diretamente do poder concedente ao fi nal da vigência do contrato.

Para as novas concessões se registra no ativo, durante o período da construção das linhas, a receita de transmissão a ser recebida durante todo o período da concessão, a valor justo.

Para as concessões de transmissão antigas, a Companhia não adotou de forma retro-ativa o ICPC 01 (IFRIC 12) em função do volume e idade dos ativos. Dessa forma, foram utilizados na adoção inicial os saldos contábeis dos ativos.

Nesses casos, os ativos são integralmente alocados como um ativo fi nanceiro tendo em vista que não existe risco de demanda na atividade de transmissão e que a receita decorre apenas da disponibilização da rede.

Dos valores faturados, a parcela referente ao valor justo da operação e manutenção dos ativos é registrada em contrapartida ao resultado do exercício e a parcela referente a receita de construção, registrada originalmente quando da formação dos ativos, é utilizada para a baixa do ativo fi nanceiro.

As adições por expansão e reforço geram fl uxo de caixa adicional e, portanto, esse novo fl uxo de caixa é incorporado ao saldo do ativo fi nanceiro.

Atividade de gás

A parcela dos ativos da concessão que será integralmente utilizada durante a concessão é registrada como um ativo intangível e amortizada integralmente durante o período de vigência do contrato de concessão.

A amortização é calculada sobre o saldo dos ativos vinculados à concessão pelo método linear, mediante aplicação das taxas de amortização que refl etem a vida útil estimada dos bens.

A Companhia mensura a parcela do valor dos ativos que não estará integralmente depreciada até o fi nal da concessão, registrando esse valor como um ativo fi nanceiro

por ser um direito incondicional de receber caixa ou outro ativo fi nanceiro direta-mente do poder concedente.

Os novos ativos são registrados inicialmente no ativo intangível, mensurados pelo custo de aquisição, incluindo os custos de empréstimos capitalizados. Quando da sua entrada em operação são bifucardos entre ativo fi nanceiro e ativo intangível, conforme critério mencionado nos parágrafos anteriores.


h) Ativos intangíveis

Os ativos intangíveis compreendem os ativos referentes aos contratos de concessão de serviços e softwares.

Os seguintes critérios são aplicados em caso de ocorrência: (i) Ativos intangíveis adquiridos de terceiros: são mensurados pelo custo total de aquisição, menos as despesas de amortização. (ii) Ativos intangíveis gerados internamente: são reconhe-cidos como ativos na fase de desenvolvimento desde que seja demonstrada a sua viabilidade técnica de utilização e se os benefícios econômicos futuros forem prová-veis. São mensurados pelo custo, deduzidos da amortização acumulado e perdas por redução ao valor recuperável.

Para os ativos intangíveis vinculados à concessão, são adotados os procedimentos mencionados no item “ativos vinculados à concessão” acima.

i) Imobilizado

Os bens do ativo imobilizado são avaliados pelo custo incorrido na data de sua aquisição ou formação, incluindo encargos fi nanceiros capitalizados e deduzidos da depreciação acumulada. O custo inclui os gastos que são diretamente atribuíveis a aquisição de um ativo. Para os ativos construídos pela Companhia são incluídos o custo de materiais e mão de obra direta, além de outros custos para colocar o ativo no local e condição necessários para que estejam em condições de operar de forma adequada.

O valor contábil dos bens substituídos é baixado, sendo que os gastos com reparos e manutenções são integralmente registrados em contrapartida ao resultado do exer-cício.

A depreciação e amortização são calculadas sobre o saldo das imobilizações em serviço e investimentos em consórcios, pelo método linear, mediante aplicação das taxas determinadas pela ANEEL para os ativos relacionados às atividades de energia elétrica, e refl etem a vida útil estimada dos bens.

As principais taxas de depreciação dos ativos do Imobilizado estão demonstradas na nota explicativa nº 14.

A Companhia decidiu por reavaliar os Ativos Imobilizados pelo custo atribuído dos seus ativos de geração mais antigos na data do balanço de abertura do exercício de 2009. Para os ativos de geração mais novos, o entendimento da Companhia é de que o custo histórico deduzido da melhor estimativa de depreciação e de provisão para redução ao valor recuperável é a prática que melhor representa seus ativos imobili-zados.

A Companhia não alterará a sua política de dividendos em função da adoção do valor justo como custo atribuído para os ativos antigos de geração.

Os juros e demais encargos fi nanceiros incorridos de fi nanciamentos vinculados às Obras em Andamento são apropriados às imobilizações em curso e consórcios durante o período de construção.

Para aqueles recursos que foram captados especifi camente para determinadas obras, a alocação dos encargos é feita de forma direta para os ativos fi nanciados. Para os demais empréstimos e fi nanciamentos que não estão vinculados diretamente a obras específi cas, é estabelecida uma taxa média ponderada para a capitalização dos custos desses empréstimos.

j) Redução ao valor recuperável

Ativos fi nanceirosUm ativo fi nanceiro não mensurado pelo valor justo por meio do resultado é avaliado a cada data de apresentação para apurar se há evidência objetiva de que tenha ocorrido perda no seu valor recuperável. Um ativo tem perda no seu valor recuperável se uma evidência objetiva indica que um evento de perda ocorreu após o reconhecimento inicial do ativo, e que aquele evento de perda teve um efeito negativo nos fl uxos de caixa futuros projetados que podem ser estimados de uma maneira confi ável.

A evidência objetiva de que os ativos fi nanceiros perderam valor pode incluir o não pagamento ou atraso no pagamento por parte do devedor, indicações de que o devedor ou emissor entrará em processo de falência, ou o desaparecimento de um mercado ativo para um título. Além disso, para um instrumento patrimonial, um declínio signi-fi cativo ou prolongado em seu valor justo abaixo do seu custo é evidência objetiva de perda por redução ao valor recuperável.

A Companhia considera evidência de perda de valor para recebíveis tanto no nível individualizado como no nível coletivo. Todos os recebíveis individualmente signi-fi cativos são avaliados quanto a perda de valor específi co. Todos os recebíveis indi-vidualmente signifi cativos identifi cados como não tendo sofrido perda de valor indi-vidualmente são então avaliados coletivamente quanto a qualquer perda de valor que tenha ocorrido, mas não tenha sido ainda identifi cada. Recebíveis que não são individualmente importantes são avaliados coletivamente quanto a perda de valor por agrupamento conjunto desses títulos com características de risco similares.

Ao avaliar a perda de valor recuperável de forma coletiva a Companhia utiliza tendências históricas da probabilidade de inadimplência, do prazo de recuperação e dos valores de perda incorridos, ajustados para refl etir o julgamento da adminis-tração quanto às premissas se as condições econômicas e de crédito atuais são tais que as perdas reais provavelmente serão maiores ou menores que as sugeridas pelas tendências históricas.

Uma redução do valor recuperável com relação a um ativo fi nanceiro medido pelo custo amortizado é calculada como a diferença entre o valor contábil e o valor presente dos futuros fl uxos de caixa estimados descontados à taxa de juros efetiva original do ativo. As perdas são reconhecidas no resultado e refl etidas em uma conta de provisão contra recebíveis. Os juros sobre o ativo que perdeu valor continuam sendo reco-nhecidos através da reversão do desconto. Quando um evento subsequente indica reversão da perda de valor, a diminuição na perda de valor é revertida e registrada no resultado.

Perdas de valor (redução ao valor recuperável) nos ativos fi nanceiros disponíveis para venda são reconhecidas pela reclassifi cação da perda cumulativa que foi reconhecida em outros resultados abrangentes no patrimônio líquido para o resultado. A perda cumulativa que é reclassifi cada de outros resultados abrangentes para o resultado é a diferença entre o custo de aquisição, líquido de qualquer reembolso e amortização de principal, e o valor justo atual, decrescido de qualquer redução por perda de valor recuperável previamente reconhecida no resultado. As mudanças nas provisões de perdas por redução ao valor recuperável atribuíveis a ao método dos juros efetivos são refl etidas como um componente de receitas fi nanceiras.

Ativos não fi nanceirosOs valores contábeis dos ativos não fi nanceiros da Companhia, que não os estoques e imposto de renda e contribuição social diferidos, são revistos a cada data de apre-

sentação para apurar se há indicação de perda no valor recuperável. Caso ocorra tal indicação, então o valor recuperável do ativo é determinado. Os ativos do imobili-zado e do intangível têm o seu valor recuperável testado caso haja indicadores de perda de valor.

k) Benefícios a empregados

Planos de contribuição defi nidaUm plano de contribuição defi nida é um plano de benefícios pós-emprego sob o qual uma entidade paga contribuições fi xas para uma entidade separada (Fundo de previ-dência) e não terá nenhuma obrigação legal ou construtiva de pagar valores adicio-nais. As obrigações por contribuições aos planos de pensão de contribuição defi nida são reconhecidas como despesas de benefícios a empregados no resultado nos perí-odos durante os quais serviços são prestados pelos empregados. Contribuições pagas antecipadamente são reconhecidas como um ativo mediante a condição de que haja o ressarcimento de caixa ou a redução em futuros pagamentos esteja disponível. As contribuições para um plano de contribuição defi nida cujo vencimento é esperado para 12 meses após o fi nal do período no qual o empregado presta o serviço são descontadas aos seus valores presentes.

Planos de benefício defi nidoUm plano de benefício defi nido é um plano de benefício pós-emprego que não o plano de contribuição defi nida. A obrigação líquida da Companhia quanto aos planos de pensão de benefício defi nido é calculada individualmente para cada plano através da estimativa do valor do benefício futuro que os empregados auferiram como retorno pelos serviços prestados no período atual e em períodos anteriores; aquele benefício é descontado ao seu valor presente. Quaisquer custos de serviços passados não reco-nhecidos e os valores justos de quaisquer ativos do plano são deduzidos. A taxa de desconto é o rendimento apresentado na data de apresentação das demonstrações contábeis para os títulos de dívida de primeira linha e cujas datas de vencimento se aproximem das condições das obrigações da Companhia e que sejam denominadas na mesma moeda na qual os benefícios têm expectativa de serem pagos. O cálculo é realizado anualmente por um atuário qualifi cado através do método de crédito unitário projetado. Quando o cálculo resulta em um benefício para a Companhia, o ativo a ser reconhecido é limitado ao total de quaisquer custos de serviços passados e perdas atuariais líquidas não reconhecidos e o valor presente dos benefícios econô-micos disponíveis na forma de reembolsos futuros do plano ou redução nas futuras contribuições ao plano. Para calcular o valor presente dos benefícios econômicos, consideração é dada para quaisquer exigências de custeio que se aplicam a qualquer plano na Companhia. Um benefício econômico está disponível à Companhia se ele for realizável durante a vida do plano, ou na liquidação dos passivos do plano.

Quando os benefícios de um plano são incrementados, a porção do benefício aumen-tado relacionada ao serviço passado dos empregados é reconhecido no resultado pelo método linear ao longo do período médio até que os benefícios se tornem direito adquirido (vested). Na condição em que os benefícios se tornem direito adquirido imediatamente, a despesa é reconhecida imediatamente no resultado.

Os ganhos e perdas atuariais decorrentes de ajustes com base na experiência e nas mudanças de premissas atuariais que excederem a 10% do valor dos ativos do plano ou 10% dos passivos do plano serão reconhecidos no resultado pelo tempo médio de serviço futuro dos atuais participantes ativos.

Nos casos de obrigações com aposentadorias, o passivo reconhecido no balanço patrimonial com relação aos planos de pensão de benefício defi nido é o maior valor entre a dívida pactuada com a fundação para amortização das obrigações atuariais e o valor presente da obrigação atuarial, calculada através de laudo atuarial, deduzida do valor justo dos ativos do plano. Nos exercícios apresentados, a dívida pactuada com a fundação é superior aos valores do laudo atuarial. Neste caso, o valor registrado no resultado anualmente corresponde aos encargos e variação monetária dessa dívida, alocado como despesa fi nanceira da Companhia.

Outros benefícios de longo prazo a empregadosA obrigação líquida da Companhia com relação a benefícios a empregados que não os planos de pensão é o valor do benefício futuro que os empregados auferiram como retorno pelo serviço prestado no ano corrente e em anos anteriores; aquele benefício é descontado para apurar o seu valor presente, e o valor justo de quaisquer ativos relacionados é deduzido. A taxa de desconto é o rendimento apresentado na data de apresentação das demonstrações contábeis sobre títulos de primeira linha e cujas datas de vencimento se aproximem das condições das obrigações da Companhia. O cálculo é realizado através do método de crédito unitário projetado. Quaisquer ganhos e perdas atuariais são reconhecidos no resultado no período em que surgem.

Os procedimentos mencionados anteriormente são utilizados para as obrigações atuariais com plano de saúde, seguro de vida e plano odontológico.

Benefícios de término de vínculo empregatícioOs benefícios de término de vínculo empregatício são reconhecidos como uma despesa quando a Companhia está comprovadamente comprometida, sem possibili-dade realista de retrocesso, com um plano formal detalhado para rescindir o contrato de trabalho antes da data de aposentadoria normal ou prover benefícios de término de vínculo empregatício em função de uma oferta feita para estimular a demissão voluntária. Os benefícios de término de vínculo empregatício por demissões volun-tárias são reconhecidos como despesa caso a Companhia tenha feito uma oferta de demissão voluntária, seja provável que a oferta será aceita, e o número de funcioná-rios que irão aderir ao programa possa ser estimado de forma confi ável.

Benefícios de curto prazo a empregadosObrigações de benefícios de curto prazo a empregados são mensuradas em uma base não descontada e são incorridas como despesas conforme o serviço relacionado seja prestado.

O passivo é reconhecido pelo valor esperado a ser pago sob os planos de bonifi cação em dinheiro ou participação nos lucros de curto prazo se a Companhia tem uma obrigação legal ou construtiva de pagar esse valor em função de serviço passado prestado pelo empregado, e a obrigação possa ser estimada de maneira confi ável. A participação nos lucros prevista no Estatuto Social é provisionada em conformidade ao acordo coletivo estabelecido com os sindicatos representantes dos empregados e registradas na rubrica de despesa com pessoal.

l) Provisões

Uma provisão é reconhecida no balanço quando a Companhia possui uma obrigação legal ou constituída como resultado de um evento passado, e é provável que um recurso econômico seja requerido para saldar a obrigação.

m) Juros sobre o Capital Próprio

Os juros sobre o capital próprio pagos em substituição aos dividendos, apesar de registrados fi scalmente como despesa fi nanceira, estão apresentados nas demonstra-ções contábeis como redutores do Patrimônio Líquido, de forma a refl etir a essência da operação.

n) Imposto de Renda e Contribuição Social

O Imposto de Renda e a Contribuição Social do exercício corrente e diferido são calculados com base nas alíquotas de 15%, acrescidas do adicional de 10% sobre o lucro tributável excedente de R$240 para imposto de renda e 9% sobre o lucro tribu-



tável para contribuição social sobre o lucro líquido, e consideram a compensação de prejuízos fi scais e base negativa de contribuição social, limitada a 30% do lucro real.

A despesa com imposto de renda e contribuição social compreende os impostos de renda correntes e diferidos. O imposto corrente e o imposto diferido são reconhe-cidos no resultado a menos que estejam relacionados a combinação de negócios, ou itens diretamente reconhecidos no patrimônio líquido ou em outros resultados abrangentes.

O imposto corrente é o imposto a pagar ou a receber esperado sobre o lucro tribu-tável do exercício, a taxas de impostos decretadas ou substantivamente decretadas na data de apresentação das demonstrações fi nanceiras e qualquer ajuste aos impostos a pagar com relação aos exercícios anteriores.

O imposto diferido é reconhecido com relação às diferenças temporárias entre os valores contábeis de ativos e passivos para fi ns contábeis e os correspondentes valores usados para fi ns de tributação. O imposto diferido é mensurado pelas alíquotas que se espera serem aplicadas às diferenças temporárias quando elas revertem, baseando-se nas leis que foram decretadas ou substantivamente decretadas até a data de apresen-tação das demonstrações fi nanceiras.

Os ativos e passivos fi scais diferidos são compensados caso haja um direito legal de compensar passivos e ativos fi scais correntes, e eles se relacionam a impostos de renda lançados pela mesma autoridade tributária sobre a mesma entidade sujeita à tributação.

Um ativo de imposto de renda e contribuição social diferido é reconhecido por dife-renças temporárias dedutíveis e prejuízos fi scais e base negativa de contribuição social não utilizados quando é provável que lucros futuros sujeitos à tributação estarão disponíveis e contra os quais serão utilizados.

Ativos de imposto de renda e contribuição social diferido são revisados a cada data de relatório e serão reduzidos na medida em que sua realização não seja mais provável.

o) Receitas, custos e despesas

As receitas, custos e despesas são reconhecidos pelo regime de competência.

De forma geral, para os negócios da Companhia no setor elétrico, gás, telecomu-nicações e outros, as receitas são reconhecidas quando existem evidências convin-centes de acordos, quando ocorre a entrega de mercadorias ou quando os serviços são prestados, os preços são fi xados ou determináveis, e o recebimento é razoavelmente assegurado, independente do efetivo recebimento do dinheiro.

As receitas de venda de energia são registradas com base na energia entregue e nas tarifas especifi cadas nos termos contratuais ou vigentes no mercado. As receitas de fornecimento de energia para consumidores fi nais são contabilizadas quando há o fornecimento de energia elétrica. O faturamento é feito em bases mensais. O forne-cimento de energia não faturado, do período entre o último faturamento e o fi nal de cada mês, é estimado com base no faturamento do mês anterior e contabilizado no fi nal do mês. As diferenças entre os valores estimados e os realizados não têm sido relevantes e são contabilizadas no mês seguinte.

O fornecimento de energia ao sistema nacional interligado é registrado quando ocorre o fornecimento e é faturado mensalmente, de acordo com o reembolso defi nido pelo contrato de concessão.

As receitas recebidas pela Companhia de outras concessionárias e consumidores livres que utilizam a sua rede básica de transmissão (concessões antigas) e distri-buição são contabilizadas no mês que os serviços de rede são prestados.

Para as novas concessões de transmissão, é registrada no resultado mensalmente a parcela do faturamento referente ao valor justo da operação e manutenção das linhas de transmissão. A receita relacionada aos serviços de construção sob o contrato de concessão de serviços é reconhecida baseada no estágio de conclusão da obra reali-zada.

Para as concessões de transmissão antigas, é registrado no resultado mensalmente o valor justo da operação e manutenção das linhas de transmissão e a remuneração do ativo fi nanceiro.

Os serviços prestados incluem encargos de conexão e outros serviços relacionados e as receitas são contabilizadas quando os serviços são prestados.

p) Receitas e despesas fi nanceiras

As receitas fi nanceiras referem-se principalmente a receita de aplicação fi nanceira, acréscimos moratórios em contas de energia elétrica, juros sobre ativos fi nanceiros da concessão e juros sobre outros ativos fi nanceiros. A receita de juros é reconhecida no resultado através do método de juros efetivos.

As despesas fi nanceiras abrangem encargos, variação cambial e variação monetária sobre empréstimos, fi nanciamentos e debêntures. Os custos dos empréstimos são reconhecidos no resultado através do método de juros efetivos.

q) Resultado por Ação

O resultado por ação básico é calculado por meio do resultado atribuível aos acio-nistas controladores e não controladores da Companhia, com base na média ponde-rada das ações ordinárias e preferenciais em circulação no respectivo período. O resultado por ação diluído é calculado por meio da referida média das ações em circulação, ajustada pelos instrumentos potencialmente conversíveis em ações, com efeito diluído nos períodos apresentados.

r) Informação por segmento

Um segmento operacional é um componente da Companhia que desenvolve atividades de negócio das quais pode obter receitas e incorrer em despesas, incluindo receitas e despesas relacionadas com transações com outros componentes da Companhia. Todos os resultados operacionais dos segmentos operacionais são revistos frequente-mente pelo Presidente da Companhia (CEO) para decisões sobre os recursos a serem alocados ao segmento e para avaliação de seu desempenho, e para o qual informa-ções fi nanceiras individualizadas estão disponíveis.

Os resultados de segmentos que são reportados ao CEO incluem itens diretamente atribuíveis ao segmento, bem como aqueles que podem ser alocados em bases razoá-veis. Os itens não alocados compreendem principalmente ativos corporativos (prima-riamente a sede da Companhia), despesas da sede e ativos e passivos de imposto de renda e contribuição social.

Os gastos de capital por segmento são os custos totais incorridos durante o período para a aquisição de ativo fi nanceiro da concessão, intangível, imobilizado, e ativos intangíveis que não ágio.

s) Demonstrações de valor adicionado

A companhia elaborou demonstrações do valor adicionado (DVA) individuais e consolidadas nos termos do pronunciamento técnico CPC 09 – Demonstração do Valor Adicionado, as quais são apresentadas como parte integrante das demonstra-ções fi nanceiras conforme BRGAAP aplicável as companhias abertas, enquanto para IFRS representam informação fi nanceira adicional.

t) Novos pronunciamentos contábeis ainda não adotados

Em função do processo de harmonização das normas contábeis brasileiras às normas internacionais, existe uma expectativa de que as novas normas, emendas e interpre-tações do IFRS a serem emitidas pelo IASB sejam também aprovadas pelo CPC no Brasil antes da data requerida para que entrem em vigor.

Dessa forma, seguem abaixo, na interpretação da Companhia, as alterações do IFRS previstas para ocorrerem após 31 de dezembro de 2010 e ainda não adotadas no Brasil que podem impactar as demonstrações contábeis da CEMIG, estando ainda em processo de avaliação pela Administração e seus eventuais efeitos:

IFRS 9 – Instrumentos fi nanceiros – Em vigor a partir de 1º de janeiro de 2013 - Simplifi ca o modelo de mensuração para ativos fi nanceiros e estabelece duas categorias de mensuração principais: custo amortizado e valor justo. Eventuais alterações no valor justo de passivos avaliados ao valor justo não teriam impacto no resultado, pois seriam reconhecidas no lucro abrangente.

IFRIC 14 – Limite de Ativo de Benefício Defi nido, Exigências Mínimas de Provi- mento de Recursos (funding) e sua Interação”. Retira as consequências não inten-cionais que surgem do tratamento de pagamentos antecipados, no qual há uma exigência mínima de provimento de recursos. Os resultados nos pagamentos ante-cipados das contribuições em determinadas circunstâncias são reconhecidos como ativo, em vez de despesa. Entrada em vigor 1º de janeiro de 2011. Esta alteração não terá impacto nas Demonstrações Contábeis da Companhia.

IAS 32 Instrumentos Financeiros. Alteração emitida em outubro de 2009. A alte- ração aplica-se a períodos anuais iniciando em ou após 1º de fevereiro de 2010. A alteração aborda a contabilização de direitos de ações denominados em outra moeda que não a funcional do emissor. Contanto que determinadas condições sejam atendidas, esses direitos de ações agora são classifi cados como patrimônio, independente da moeda em que o preço de exercício é denominado. Anterior-mente, as ações tinham de ser contabilizadas como passivos derivativos. A alte-ração aplica-se retroativamente, de acordo com o IAS 8 “Políticas Contábeis, Mudanças de Estimativas Contábeis e Erros”. Esta alteração não terá impacto nas Demonstrações Contábeis da Companhia.

3. PRINCÍPIOS DE CONSOLIDAÇÃO

Foram consolidadas as demonstrações contábeis das controladas e controladas em conjunto mencionadas na nota explicativa nº 1.

(a) Controladas e controladas em conjuntoAs demonstrações contábeis de controladas e controladas em conjunto são incluídas nas demonstrações contábeis consolidadas a partir da data em que o controle, controle compartilhado, se inicia até a data em que o controle, controle compartilhado, deixa de existir. Os ativos, passivos e resultados das controladas em conjunto foram conso-lidados com base no método de consolidação proporcional. As políticas contábeis de

controladas e controladas em conjunto estão alinhadas com as políticas adotadas pela Companhia.

Nas demonstrações contábeis individuais da controladora as informações fi nanceiras de controladas e controladas em conjunto, assim como as coligadas, são reconhecidas através do método de equivalência patrimonial.

(b) ConsórciosÉ registrada a quota-parte dos ativos, passivos e resultados das operações de consórcio na controlada que possui a correspondente participação.

(c) Transações eliminadas na consolidaçãoSaldos e transações intragrupo, e quaisquer receitas ou despesas derivadas de transa-ções intragrupo, são eliminados na preparação das demonstrações contábeis consoli-dadas. Ganhos não realizados oriundos de transações com companhias investidas regis-trado por equivalência patrimonial são eliminados contra o investimento na proporção da participação da Companhia na Investida. Prejuízos não realizados são eliminados da mesma maneira como são eliminados os ganhos não realizados, mas somente até o ponto em que não haja evidência de perda por redução ao valor recuperável.

A parcela relativa às participações dos acionistas não controladores no Patrimônio Líquido das controladas é apresentada de forma destacada nos balanços patrimoniais.

As referências efetuadas nestas demonstrações contábeis das controladas em conjunto são realizadas na proporção de participação da Companhia.

As demonstrações contábeis da Transchile, para fi ns de consolidação, são convertidas de Dólares norte-americanos (moeda funcional da Transchile) para Reais com base na última cotação do ano, uma vez que a moeda funcional da CEMIG é o Real. As dife-renças de moedas estrangeiras são reconhecidas em outros resultados abrangentes, e apresentadas no patrimônio líquido. Desde 1o de janeiro de 2009, data da aplicação pela Companhia do pronunciamento CPC 02 Efeito das Mudanças na Taxa de Câmbio e da Conversão das Demonstrações Contábeis, tais diferenças têm sido reconhecidas em ajustes acumulados de conversão

As datas das demonstrações contábeis das sociedades controladas e controladas em conjunto utilizadas para cálculo de equivalência patrimonial e consolidação coincidem com as da Companhia.

Conforme determinação da Instrução CVM nº 408, as demonstrações fi nanceiras consolidadas incluem os saldos e as transações do fundo de investimento cujos únicos quotistas são a Companhia e suas controladas, composto de títulos públicos, privados e debêntures de empresas com classifi cação de risco mínimo A+(bra) (rating nacional de longo prazo) garantindo alta liquidez nos papéis.

O fundo exclusivo, cujas demonstrações contábeis são regularmente revisadas/audi-tadas, está sujeito às obrigações restritas ao pagamento de serviços prestados pela admi-nistração dos ativos, atribuída à operação dos investimentos, como taxas de custódia, auditoria e outras despesas, inexistindo obrigações fi nanceiras relevantes, bem como ativos dos quotistas para garantir essas obrigações.

A Companhia utiliza os critérios de consolidação integral e proporcional, conforme o quadro a seguir. A participação é dada sobre o capital total da controlada:

Controladas e Controladas em Conjunto Cemig Geração e Transmissão ............................................... Integral 100,00 – 100,00 – 100,00 – Cemig Baguari Energia ....................................................... Integral – 100,00 100,00 – 100,00 Hidrelétrica Cachoeirão ....................................................... Proporcional – 49,00 – 49,00 – 49,00 Guanhães Energia ................................................................ Proporcional – 49,00 – 49,00 – 49,00 Madeira Energia .................................................................. Proporcional – 10,00 – 10,00 – 10,00 Hidrelétrica Pipoca .............................................................. Proporcional – 49,00 – 49,00 – 49,00 Baguari Energia ................................................................... Proporcional – 69,39 – 69,39 – 69,39 Empresa Brasileira de Transmissão de Energia – EBTE ..... Proporcional – 49,00 – 49,00 – 49,00 Central Eólica Praias de Parajuru ........................................ Proporcional 49,00 – 49,00 – – Central Eólica Volta do Rio ................................................. Proporcional – 49,00 – 49,00 – – Central Eólica Praias de Morgado ....................................... Proporcional – 49,00 – 49,00 – – TAESA ................................................................................. Proporcional – 56,69 – 32,27 – – Transmissora Alterosa de Energia ....................................... Proporcional – – – 49,00 – – Light Ger ............................................................................. Proporcional – 49,00 – – – – Cemig Distribuição ................................................................ Integral 100,00 – 100,00 – 100,00 – Cemig Telecom....................................................................... Integral 100,00 – 100,00 – 100,00 – Ativas Data Center .............................................................. Proporcional – 49,00 – – – – Rosal Energia ......................................................................... Integral 100,00 – 100,00 – 100,00 – Sá Carvalho ............................................................................ Integral 100,00 – 100,00 – 100,00 – Horizontes Energia ................................................................. Integral 100,00 – 100,00 – 100,00 – Usina Térmica Ipatinga .......................................................... Integral 100,00 – 100,00 – 100,00 – Cemig PCH ............................................................................ Integral 100,00 – 100,00 – 100,00 – Cemig Capim Branco Energia ................................................ Integral 100,00 – 100,00 – 100,00 – Cemig Trading ........................................................................ Integral 100,00 – 100,00 – 100,00 – Effi cientia ............................................................................... Integral 100,00 – 100,00 – 100,00 – Central Termelétrica de Cogeração ........................................ Integral 100,00 – 100,00 – 100,00 – UTE Barreiro .......................................................................... Integral 100,00 – 100,00 – 100,00 – Central Hidrelétrica Pai Joaquim ........................................... Integral 100,00 – 100,00 – 100,00 – Cemig Serviços ...................................................................... Integral 100,00 – 100,00 – 100,00 – Rio Minas Energia .................................................................. Proporcional – – – – 25,00 Lidil Comercial .................................................................... Integral – – – – – 25,00 Light S.A. ............................................................................ Integral – 13,03 GASMIG ................................................................................ Proporcional 55,19 – 55,19 – 55,19 – Companhia Transleste de Transmissão .................................. Proporcional 25,00 – 25,00 – 25,00 – Companhia Transudeste de Transmissão ............................... Proporcional 24,00 – 24,00 – 24,00 – Companhia Transirapé de Transmissão .................................. Proporcional 24,50 – 24,50 – 24,50 – Light S.A. ............................................................................... Proporcional 26,06 – 13,03 – – – Light SESA .......................................................................... Integral – 26,06 – 13,03 – – Light Energia ....................................................................... Integral – 26,06 – 13,03 – – Light Esco ............................................................................ Integral – 26,06 – 13,03 – – Light Ger ............................................................................. Integral – 13,29 – 13,03 – – Light Hidro .......................................................................... Integral – 26,06 – 13,03 – – Instituto Light ...................................................................... Integral – 26,06 – 13,03 – – Itaocara Energia ................................................................... Integral – 26,06 – 13,03 – – Lightcom .............................................................................. Integral – 26,06 – – – – Axxiom ................................................................................ Proporcional – 13,29 – – – – Transchile ............................................................................... Proporcional 49,00 – 49,00 – 49,00 – Companhia de Transmissão Centroeste de Minas ................. Proporcional 51,00 – 51,00 – 51,00 – Empresa Amazonense de Transmissão de Energia-EATE ..... Proporcional 38,53 – 36,35 – 17,17 – Sistema de Transmissão Catarinense-STC .......................... Integral – 30,82 – 29,08 – 13,74 Lumitrans Cia. Transmissora de Energia Elétrica ............... Integral – 30,82 – 29,08 – 13,74 Empresa Brasileira de Transmissão de Energia-EBTE ....... Proporcional – 19,65 – 18,54 – 8,76 Empresa Paraense de Transmissão de Energia-ETEP ............ Proporcional 41,96 – 40,19 – 19,25 – Empresa Santos Dumont Energia-ESDE ............................. Integral – 41,96 – – – – Empresa Norte de Transmissão de Energia-ENTE ................ Proporcional 49,99 – 36,69 – 18,35 – Empresa Regional de Transmissão de Energia-ERTE ........... Proporcional 49,99 – 36,69 – 18,35 – Empresa Catarinense de Transmissão de Energia-ECTE ....... Proporcional 19,09 – 13,37 – 7,50 – Axxiom ................................................................................... Proporcional 49,00 – 49,00 – 49,00 –

Sociedades Controladas e Controladas em ConjuntoForma de

Consolidação

2010 2009 1/1/2009Participação Direta (%)

Participação Indireta (%)

Participação Direta (%)


Participação Direta (%)




4 . DAS CONCESSÕES

A CEMIG e suas controladas e controladas em conjunto detêm junto à ANEEL, as seguintes concessões:

GERAÇÃOUsinas Hidrelétricas (1) São Simão ........................................................................... Rio Paranaíba 01/1965 01/2015 Emborcação ......................................................................... Rio Paranaíba 07/1975 07/2025 Nova Ponte .......................................................................... Rio Araguari 07/1975 07/2025 Jaguara................................................................................. Rio Grande 08/1963 08/2013 Miranda ............................................................................... Rio Araguari 12/1986 12/2016 Três Marias .......................................................................... Rio São Francisco 04/1958 07/2015 Volta Grande ........................................................................ Rio Grande 02/1967 02/2017 Irapé..................................................................................... Rio Jequitinhonha 01/1999 02/2035 Aimorés .............................................................................. Rio Doce 07/2000 12/2035 Salto Grande ........................................................................ Rio Santo Antônio 10/1963 07/2015 Funil ................................................................................... Rio Grande 10/1964 12/2035 Queimado ............................................................................ Rio Preto 11/1997 01/2033 Itutinga ................................................................................ Rio Grande 01/1953 07/2015 Capim Branco I ................................................................... Rio Araguari 08/2001 08/2036 Capim Branco II .................................................................. Rio Araguari 08/2001 08/2036 Camargos ............................................................................. Rio Grande 08/1958 07/2015 Porto Estrela ........................................................................ Rio Santo Antônio 05/1997 07/2032 Igarapava ............................................................................. Rio Grande 05/1995 12/2028 Piau ...................................................................................... Rio Piau / Pinho 10/1964 07/2015 Gafanhoto ............................................................................ Rio Pará 09/1953 07/2015 Sá Carvalho ......................................................................... Rio Piracicaba 12/1994 12/2024 Rosal .................................................................................... Itabapoana – RJ 05/1997 05/2032 Pai Joaquim ......................................................................... Rio Araguari 04/2002 04/2032 Salto Paraopeba ................................................................... Rio Paraopeba 10/2000 10/2030 Machado Mineiro ................................................................ Rio Pardo 07/1995 07/2025 Salto do Passo Velho ........................................................... Rio Capecozinho 10/2000 10/2030 Salto do Voltão .................................................................... Rio Capecozinho 10/2000 10/2030 PCH Cachoeirão .................................................................. Rio Manhuaçu 07/2000 07/2030 UHE Baguari ....................................................................... Rio Doce 08/2006 08/2041 PCH Pipoca ......................................................................... Rio Manhuaçu 09/2001 09/2031 Outras .................................................................................. Diversas Diversas Diversas Light – UHE Fontes Nova .................................................. Ribeirão dos Lajes 07/1996 06/2026 Light – UHE Nilo Peçanha ................................................. Ribeirão dos Lajes 07/1996 06/2026 Light – UHE Pereira Passos ................................................ Ribeirão dos Lajes 07/1996 06/2026 Light – UHE Ilha dos Pombos ............................................ Rio Paraíba do Sul 07/1996 06/2026 Light – UHE Santa Branca .................................................. Rio Paraíba do Sul 07/1996 06/2026Usina Eólica (1) Morro do Camelinho ........................................................... Gouveia – MG 03/2000 – Praias do Parajuru ............................................................... Berberibe – CE 09/2002 08/2029 Volta do Rio (2) ................................................................... Aracajú – CE 12/2001 – Praia de Morgado (2) .......................................................... Aracajú – CE 12/2001 –Usinas Termelétricas (1) ..................................................... Igarapé ................................................................................. Juatuba – MG 01/2005 08/2024 Ipatinga ................................................................................ Ipatinga – MG 11/2000 12/2014 Barreiro ............................................................................... Belo Horizonte – MG 02/2002 04/2023Projetos em Andamento – Usinas Hidrelétricas (1) UHE Santo Antônio ............................................................ Rio Madeira 06/2008 06/2043 PCH Dores dos Guanhães ................................................... Rio Guanhães 11/2002 11/2032 PCH Fortuna II .................................................................... Rio Guanhães 12/2001 12/2031 PCH Senhora do Porto ........................................................ Rio Guanhães 10/2002 10/2032 PCH Jacaré .......................................................................... Rio Guanhães 10/2002 10/2032

TRANSMISSÃO Rede Básica ......................................................................... Minas Gerais 07/1997 07/2015 Sub-Estação – SE Itajubá – 3 .............................................. Minas Gerais 10/2000 10/2030 Transleste – LT Irapé – Montes Claros ............................... Minas Gerais 02/2004 02/2034 Transudeste – LT Itutinga – Juiz de Fora ............................ Minas Gerais 03/2005 03/2035 Transirapé – LT Irapé – Araçuaí .......................................... Minas Gerais 03/2005 03/2035 ETEP – LT Tucuruí – Vila do Conde .................................. Pará 06/2001 06/2031 ENTE – LTs Tucuruí – Marabá – Açailândia ...................... Pará/Maranhão 12/2002 12/2032 ERTE – LT Vila do Conde – Santa Maria ........................... Pará 12/2002 12/2032 EATE – LT Tucuruí – Presidente Dutra .............................. Pará 06/2001 06/2031 ECTE – LT Campos Novos – Blumenau ............................ Santa Catarina 11/2000 11/2030 STC – LT Barra Grande ...................................................... Santa Catarina 06/2006 06/2036 Lumitrans – LT Machadinho ............................................... Santa Catarina 07/2004 07/2034 TAESA - TSN (3) ................................................................ Goiás/ Bahia 12/2000 12/2030 TAESA – Munirah (4) ......................................................... Bahia 02/2004 02/2034 TAESA – Gtesa (5) .............................................................. Pernambuco/ Paraíba 01/2002 01/2032 TAESA – Patesa (6) ............................................................ Rio Grande do Norte 12/2002 12/2032 TAESA – NVT (7) ............................................................... Maranhão/Distrito Federal 12/2000 12/2030 TAESA – ETAU (8) ............................................................ Santa Catarina/Rio G. do Sul 12/2002 12/2032 TAESA – ETEO (9) ............................................................ São Paulo 05/2000 05/2030 TAESA – Brasnorte (10) ..................................................... Mato Grosso 03/2008 03/2038 Transchile – LT Charrua – Nova Temuco ........................... Chile 05/2005 05/2028 Centroeste de Minas – LT Furnas – Pimenta ...................... Minas Gerais 03/2005 03/2035Projetos em Andamento – Transmissão EBTE – LT Juína-Brasnorte ................................................ Mato Grosso 10/2008 10/2038 ESDE – LT Barbacena2-Juiz de Fora 1............................... Minas Gerais 11/2009 11/2039

DISTRIBUIÇÃOCemig Distribuição Norte .................................................................................... Minas Gerais 04/1997 02/2016 Sul ....................................................................................... Minas Gerais 04/1997 02/2016 Leste .................................................................................... Minas Gerais 04/1997 02/2016 Oeste .................................................................................... Minas Gerais 04/1997 02/2016Light SESA Região Metropolitana .......................................................... Rio de Janeiro 07/1996 06/2026 Grande Rio .......................................................................... Rio de Janeiro 07/1996 06/2026 Vale do Paraíba .................................................................... Rio de Janeiro 07/1996 06/2026

Localização

Data da Concessão ou Autorização

Data de Vencimento

(1) As capacidades instaladas demonstradas referem-se às participações acionárias da CEMIG nas controladas e controladas em conjunto e também nos empreendimentos em consórcio com a iniciativa privada. Vide maiores informações na nota explicativa nº 17.

(2) A data de vencimento da concessão será de 20 anos após o início das operações. (3) TSN – Transmissora Sudeste Nordeste S.A. (4) Munirah Transmissora de Energia S.A. (5) Gtesa - Goiânia Transmissora de Energia S.A. (6) Paraíso Açu Transmissora de Energia S.A. (7) NVT - Novatrans Energia S.A. (8) ETAU - Empresa de Transmissão Alto Uruguai S.A. (9) ETEO - Empresa de Transmissão de Energia do Oeste S.A. (10) Brasnorte Transmissora de Energia S.A.

Concessões Onerosas Na obtenção das concessões para construção de alguns empreendimentos de geração de energia, a Companhia se comprometeu a efetuar pagamentos à ANEEL, ao longo do prazo de vigência do contrato, como compensação pela exploração. As informações das concessões, com os valores a serem pagos, são como segue:

Porto Estrela (Consórcio) ........................................ 350.900 98.021 08/2001 a 07/2032 IGP-MIrapé ........................................................................ 28.705 8.370 03/2006 a 02/2035 IGP-MQueimado (Consórcio) ............................................ 8.344 2.963 01/2004 a 12/2032 IGP-MBaguari (Consórcio) ................................................ 5.204 1.397 09/2009 a 09/2042 IPC-ACapim Branco (Consórcio) ..................................... 19.769 6.306 09/2007 a 08/2035 IGP-M

EmpreendimentoValor Nominal

em 2010Valor Presente

em 2010Período de

AmortizaçãoÍndice de

Atualização

As concessões a serem pagas ao Poder Concedente preveem parcelas mensais com diferentes valores ao longo do tempo. Para fi ns contábeis e de reconhecimento de custos, a Companhia reconhecia as despesas incorridas de forma linear, tendo como base o valor nominal corrigido.Entretanto, a partir de 1º de janeiro de 2009, a Companhia alterou, de forma retroativa, a prática contábil para registro dessas outorgas onerosas, por entender que representam um ativo intangível relacionado ao direito de exploração, sendo registradas a partir da assina-tura dos contratos pelo valor presente da obrigação de pagamento.As parcelas pagas ao poder concedente referentes às usinas de Porto Estrela, Irapé, Queimado, Baguari e Capim Branco em 2010 corres-ponderam a R$117, R$1.187, R$349, R$161 e R$723, respectivamente.O valor presente das parcelas a serem pagas no período de 12 meses corresponde a R$116, R$1.119, R$356, R$157 e R$720, (valor nominal de R$123, R$1.188, R$370, R$167 e R$767), respectivamente.A taxa utilizada para desconto a valor presente pela CEMIG dos seus passivos, de 12,50%, representa a taxa média de captação de recursos em condições usuais na data da transição.

5. SEGMENTOS OPERACIONAISOs segmentos operacionais da Cemig refl etem o marco regulatório do setor elétrico brasileiro, com diferentes legislações para os setores de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica.A Companhia também atua nos mercados de gás, telecomunicações e outros negócios de menor impacto no resultado de suas operações.Os segmentos mencionados acima refl etem à gestão da Companhia e a sua estrutura organizacional e de acompanhamento de resultados. Em decorrência do marco regulatório do setor elétrico brasileiro, não existe segmentação por área geográfi ca.Os custos e despesas operacionais estão apresentados de forma consolidada na tabela abaixo:

RECEITA OPERACIONALFornecimento Bruto de Energia Elétrica ................. 3.968.075 − 6.796.075 − − 3 (238.985) 10.525.168Receita de Uso da Rede – Consumidores Cativos ...... − − 4.428.619 − − − − 4.428.619Receita de Uso da Rede – Consumidores Livres ........ 180.162 1.340.134 1.947.183 − − − (254.229) 3.213.250Outras Receitas Operacionais . 142.303 3.573 115.220 397.659 130.735 23.200 (21.670) 791.020Total − Receita Operacional ...................... 4.290.540 1.343.707 13.287.097 397.659 130.735 23.200 (514.884) 18.958.057Deduções à Receita Operacional ....................... (878.628) (216.143) (4.888.691) (82.230) (25.494) (3.541) − (6.094.727)Total – Rec. Operacional Líquida .............................. 3.411.912 1.127.594 8.398.406 315.429 105.241 19.662 (514.884) 12.863.330CUSTOS OPERACIONAISCUSTO COM ENERGIA ELÉTRICA E GÁSEnergia Elétrica Comprada para Revenda ..................... (382.247) − (3.569.814) − − (9) 230.485 (3.721.585)Encargos de Uso da Rede Básica de Transmissão ...... (270.964) 46 (712.125) − − − 254.204 (728.839)Gás Comprado para Revenda ............................. − − − (225.398) − − − (225.398)Total − Custos Operacionais . (653.211) 46 (4.281.930) (225.398) − (9) 484.689 (4.675.822)CUSTOS E DESPESAS DE OPERAÇÃOPessoal e Administradores .. (184.137) (132.402) (821.044) (18.152) (11.043) (44.562) − (1.211.340)Participação dos Empre- gados e Administradores no Resultado ...................... (49.492) (26.035) (235.631) − (912) (13.015) − (325.085)Entidade de Previdência Privada .............................. (23.695) − (73.689) − − (9.654) − (107.038)Materiais ............................. (13.739) (11.449) (106.408) (978) (626) (460) − (133.660)Serviços de Terceiros .......... (132.091) (55.912) (723.533) (5.072) (16.642) (17.300) 27.235 (923.315)Depreciação e Amortização .. (401.334) 6.772 (458.463) (8.309) (32.951) (1.296) − (895.581)Provisões Operacionais ....... 4.479 (3.799) (251.918) − 997 112.176 − (138.065)Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos ............. (140.404) − − − − − − (140.404)Outras .................................. (57.498) (235.353) (351.253) 1.247 (11.865) (14.463) 2.960 (666.225)Total − Curto de Operação .. (997.911) (458.178) (3.021.939) (31.264) (73.042) 11.426 30.195 (4.540.713)CUSTO TOTAL .................. (1.651.122) (458.132) (7.303.878) (256.662) (73.042) 11.417 514.884 (9.216.535)LUCRO BRUTO ............... 1.760.790 669.432 1.094.528 58.767 32.199 31.079 − 3.646.795Resultado Financeiro Líquido .............................. (252.755) (294.386) (299.040) 17.045 1.766 2.861 − (824.509)Lucro antes do Impostos ..... 1.508.035 375.046 795.488 75.812 33.965 33.940 − 2.822.286Imposto de Renda e Contribuição Social ........... (434.750) (80.118) (209.030) (16.152) (5.284) (126.596) − (871.930)Imposto de Renda e Contribuição Diferidos ...... 62.935 4.418 (12.695) − (542) 253.504 − 307.620LUCRO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO .................... 1.136.220 299.346 573.763 59.660 28.139 160.848 − 2.257.976º

DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO SEGREGADO POR ATIVIDADE 31/12/2010

DESCRIÇÃO

ENERGIA ELÉTRICA

GÁS

TELECO-MUNICA-

ÇÕES OUTRASELIMI-

NAÇÕES TOTALGERA-ÇÃO

TRANS-MISSÃO

DISTRI-BUIÇÃO

6. CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXAConsolidado

IFRS2010 2009 01/01/2009

Contas Bancárias ................................................................................... 94.605 111.056 330.772Aplicações Financeiras Certifi cados de Depósitos Bancários ................................................... 2.516.342 4.104.763 1.871.418 Letras Financeiras do Tesouro............................................................. 121.586 90.211 46.463 Letras do Tesouro Nacional................................................................. − 7.284 585 Outros .................................................................................................. 247.160 111.645 34.699 2.885.088 4.313.903 1.953.165 2.979.693 4.424.959 2.283.937

ControladoraBRGAAP

2010 2009 01/01/2009Contas Bancárias ................................................................................... 10.164 21.817 17.361Aplicações Financeiras Certifi cados de Depósitos Bancários ................................................... 289.642 634.373 239.317 Letras Financeiras do Tesouro............................................................. 566 170 118 Letras do Tesouro Nacional................................................................. − 180 1 Outros .................................................................................................. 2.369 164 109 292.577 634.887 239.545 302.741 656.704 256.906

As Aplicações Financeiras correspondem às operações contratadas em instituições fi nanceiras nacionais e internacionais, com fi liais no Brasil, a preços e condições de Mercado. Todas as operações são de alta liquidez, prontamente conversíveis em um montante conhecido de caixa, e estão sujeitas a um insignifi cante risco de mudança de valor. Os Certifi cados de Depósito Bancário - CDB pré ou pós-fi xados e Depósitos a Prazo com Garantia Especial - DPGE são remunerados a um percentual do Certifi cado de Depósito Interbancário - CDI, divulgado pela Câmara de Custódia e Liquidação - CETIP, que varia entre 100% a 110%, conforme operação.

A exposição da Companhia a risco de taxa de juros e uma análise de sensibilidade de ativos passivos fi nanceiros são divulgados na nota explicativa nº 27.



7. CONSUMIDORES E REVENDEDORES

A composição da Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa, por classe de consu-midor, é como segue:

Residencial ................................................. 248.835 144.792 190.765Industrial .................................................... 97.875 102.810 116.105Comércio, Serviços e Outras ...................... 116.476 93.580 102.069Rural ........................................................... 17.334 13.873 14.490Poder Público ............................................. 25.683 12.440 19.811Iluminação Pública ..................................... 18.512 18.749 18.803Serviço Público .......................................... 30.375 6.226 8.481 555.090 392.470 470.524

ConsolidadoIFRS

2010 2009 01/01/2009

A Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa constituída é considerada sufi ciente para cobrir eventuais perdas na realização desses ativos.

A movimentação da Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa no exercício de 2010 é como segue:

Saldo em 31 de dezembro de 2009 .................................................... 392.470Aquisição adicional na Light em 2010 ................................................ 106.574Constituição de Provisão ...................................................................... 104.983Baixa de Contas a Receber .................................................................. (48.937)Saldo em 31 de dezembro de 2010 .................................................... 555.090

ConsolidadoIFRS

A exposição da Companhia a risco de crédito relacionada a Consumidores e Revende-dores está divulgada na nota 27.

8. TRIBUTOS COMPENSÁVEIS E IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL A RECUPERAR

CirculanteICMS a Recuperar ...................................... 223.395 222.093 196.261PIS-PASEP ................................................. 26.730 21.894 14.471COFINS ..................................................... 116.723 101.785 93.130Outros ......................................................... 7.582 11.255 14.788 374.430 357.027 318.650Não CirculanteICMS a Recuperar ...................................... 84.746 70.408 97.372PIS-PASEP/COFINS ................................. 55.137 44.792 997 139.883 115.200 98.369 514.313 472.227 417.019

ConsolidadoIFRS

a) TRIBUTOS COMPENSÁVEIS 2010 2009 01/01/2009

CirculanteICMS a Recuperar ...................................... 3.843 3.806 3.806PASEP ........................................................ − − 1.132COFINS ..................................................... − − 5.250Outros ......................................................... 1.390 4.402 1.385 5.233 8.208 11.573Não CirculanteICMS a Recuperar ...................................... 426 426 426 5.659 8.634 11.999

ControladoraBRGAAP


CirculanteImposto de Renda ...................................... 353.196 400.518 349.328Contribuição Social .................................... 136.617 129.807 108.269 489.813 530.325 457.597Não CirculanteImposto de Renda ...................................... 66.439 106.317 163.276Contribuição Social .................................... 16.999 11.415 10.407 83.438 117.732 173.683 573.251 648.057 631.280

ConsolidadoIFRS

b) IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL A RECUPERAR 2010 2009 01/01/2009

Não CirculanteImposto de Renda ...................................... 63.120 100.054 163.276Contribuição Social .................................... 16.997 11.415 10.407 80.117 111.469 173.683

ControladoraBRGAAP


Os créditos PASEP/COFINS são decorrentes de pagamentos efetuados a maior pela Companhia em função da adoção do regime não cumulativo para receitas das Trans-missoras, cujos contratos de fornecimento de energia eram anteriores a 31 de outubro de 2003 e que, por regulamentação posterior da Receita Federal do Brasil, foram permi-tidas a revisão e o enquadramento no regime cumulativo. Como consequência dessa revisão, permitiu-se a restituição dos impostos pagos a maior em períodos anteriores.

Os saldos de Imposto de Renda e Contribuição Social referem-se a créditos da Decla-ração do Imposto de Renda da Pessoa Jurídica - DIPJ de anos anteriores e às anteci-pações em 2010 que serão compensadas com tributos federais a pagar, apurados nos exercícios, registrados na rubrica de Impostos e Contribuições.

Os créditos de ICMS a Recuperar, registrados no Ativo não Circulante, são decorrentes de aquisições de Ativo Imobilizado e podem ser compensados em 48 meses. A transfe-rência, para circulante foi feita de acordo com estimativas da Administração dos valores que deverão ser realizados até dezembro de 2011.

9. IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL

a) Imposto de Renda e Contribuição Social Diferidos:

A CEMIG, suas Controladas e Controladas em conjunto possuem créditos tributários de Imposto de Renda, constituídos à alíquota de 25,00% e Contribuição Social, consti-tuídos à alíquota de 9,00%, conforme segue:

Créditos Tributários:Prejuízo Fiscal/Base Negativa ................... 570.611 93.571 234.346Provisão para Contingências ...................... 125.412 151.263 197.415Obrigações Pós-Emprego ........................... 349.989 334.031 315.846Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa ............................... 191.866 139.730 163.509Ágio na incorporação de controlada .......... 84.166 − −Instrumentos Financeiros ........................... 33.043 51.031 57.136Variação Cambial ....................................... 124.957 118.320 109.385Tributos com exigibilidade suspensa ......... 143.109 23.480 −Ajustes das novas normas contábeis e Outros .................................... 177.414 196.349 650.538 1.800.567 1.107.775 1.728.175

ConsolidadoIFRS


Créditos Tributários:Prejuízo Fiscal/Base Negativa ................... 260.966 5.259 41.676Provisão para Contingências ...................... 56.354 94.204 100.296Obrigações Pós-Emprego ........................... 18.105 15.951 15.126Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa .................................................. 8.899 16.078 17.805Outros ......................................................... 1.148 1.324 1.141 345.472 132.816 176.044

ControladoraBRGAAP


O Conselho de Administração, em reunião realizada no dia 28 de março de 2011, aprovou estudo técnico, elaborado pela Diretoria de Finanças, Relações com Inves-tidores e Controle de Participações da CEMIG, referente à projeção de lucratividade futura da Companhia, que evidencia a capacidade de realização do ativo fi scal diferido, em um prazo máximo de 10 anos, conforme defi nido na Instrução CVM nº 371.

Conforme as estimativas individuais da CEMIG, suas controladas e suas controladas em conjunto, os lucros tributáveis futuros permitem a realização do ativo fi scal diferido, existente em 31 de dezembro de 2010, conforme a seguir:

2011 .............................................................................. 492.482 60.5632012.............................................................................. 307.151 48.9052013.............................................................................. 288.740 33.7642014.............................................................................. 290.219 35.2432015 a 2016 .................................................................. 313.404 58.4282017 a 2018 .................................................................. 49.996 49.9962019 e 2020 .................................................................. 58.575 58.573 1.800.567 345.472

ConsolidadoIFRS

ControladoraBRGAAP

A Controladora possui, em 31 de dezembro de 2010, créditos tributários não reconhe-cidos em suas demonstrações contábeis, no montante de R$100.839 (R$427.703 em 31 de dezembro de 2009 e R$445.386 em 01 de janeiro de 2009), que referem-se, basicamente, à perda efetiva, em função da cessão dos créditos do Contas a Receber do Governo do Estado ao Fundo de Direitos Creditórios, no primeiro trimestre de 2006, conforme Nota explicativa nº 11. Em função da cessão, a provisão para perdas na recu-peração dos valores, constituída em exercícios anteriores, tornou-se dedutível para fi ns de cálculo do Imposto de Renda e Contribuição Social.

As diferenças temporárias dedutíveis e os prejuízos fi scais acumulados não prescrevem de acordo com a legislação tributária vigente. Ativos fi scais diferidos não foram reco-nhecidos com relação a estes itens, pois não é provável que lucros tributáveis futuros estejam disponíveis para que a Companhia possa utilizar os benefícios destes.

Em função do estudo de realização dos créditos tributários mencionado acima, a Compa-nhia reconheceu parcela dos créditos tributários que não estavam registrados nas suas Demonstrações Financeiras no montante de R$288.505.

b) Conciliação da Despesa com Imposto de Renda e Contribuição Social:A conciliação da despesa nominal de Imposto de Renda (alíquota de 25%) e da Contri-buição Social (alíquota de 9%) com a despesa efetiva, apresentada na Demonstração de Resultado, é como segue:

Lucro Antes do Imposto de Renda e Contribuição Social .................................................... 2.822.286 3.337.301Imposto de Renda e Contribuição Social – Despesa Nominal ....................................................... (959.577) (1.134.682)Efeitos Fiscais Incidentes sobre:Contribuições e Doações Indedutíveis ......................... (8.596) (8.900)Incentivo Fiscal ............................................................ 21.808 29.579Créditos Fiscais não Reconhecidos .............................. 1.573 31.484Amortização de Ágio ................................................... (9.642) (9.086)Ajuste no Imposto de Renda e Contribuição Social de Exercício Anterior ................................................. 4.366 5.901Reconhecimento de créditos sobre Prejuízo Fiscal/Base Negativa .................................................. 288.505 –Outros ........................................................................... 97.253 (45.259)Imposto de Renda e Contribuição Social – Receita (Despesa) Efetiva .......................... (564.310) (1.130.963)Alíquota Efetiva ......................................................... 19,99% 33,89%

Consolidado – IFRS 2010 2009

Lucro Antes do Imposto de Renda e Contribuição Social ................................................. 2.123.374 2.259.790Imposto de Renda e Contribuição Social – Despesa Nominal ....................................................... (721.947) (768.329)Efeitos Fiscais Incidentes sobre:Resultado de Equivalência Patrimonial e JCP recebido ............................................................ 575.640 639.485Contribuições e Doações Indedutíveis ......................... (1.448) (826)Incentivo Fiscal ............................................................ 2.529 1.933Créditos Fiscais não Reconhecidos .............................. 307 7Amortização de Ágio ................................................... (11.138) (8.346)Ajuste no Imposto de Renda e Contribuição Social de Exercício Anterior ................................................. (4.343) 7Reconhecimento Prejuízo Fiscal / Base Negativa ....... 288.505 –Outros ........................................................................... 6.497 9.816Imposto de Renda e Contribuição Social – Receita (Despesa) Efetiva ......................................... 134.602 (126.253)Alíquota Efetiva ......................................................... –6,34% 5,59%

Controladora – BRGAAP 2010 2009

Adesão da Light SESA ao novo REFIS (Lei nº 11.941/09)

Em 6 de novembro de 2009, o Conselho de Administração da Controlada indireta, Light SESA, aprovou a adesão desta ao programa de redução e parcelamento de tributos, conforme Lei nº 11.941/09.

Os principais benefícios desta adesão ao novo Refi s foram a redução de juros e multas no montante de R$128.921, a possibilidade de saldar a parcela restante de juros e multas com a utilização de prejuízos fi scais, além do próprio desembolso de caixa parcelado.

O montante inicial, incluído no Refi s, foi de R$585.639. Visto que R$262.428 foram compensados com prejuízos fi scais, o parcelamento efetivo, que resultará em desem-bolsos futuros de caixa, é de R$323.211.

A Light SESA vem procedendo aos pagamentos mínimos, acrescidos do pagamento das parcelas oriundas da migração do PAES - Previdenciário (REFIS II), no valor consoli-dado de R$1.752, uma vez que aguarda intimação da Receita Federal do Brasil para a devida consolidação.

10. DEPÓSITOS VINCULADOS A LITÍGIO

Os depósitos vinculados a litígio referem-se, principalmente, a contingências traba-lhistas e a obrigações fi scais.

Os principais depósitos vinculados a litígio, relativos às obrigações fi scais, referem-se ao Imposto de Renda na Fonte sobre Juros sobre Capital Próprio e ao ICMS – referente à exclusão da base de cálculo do PIS/COFINS.

Trabalhista ................................................ 212.142 202.446 164.834Obrigações FiscaisImposto de Renda sob JCP ......................... 13.714 13.714 −PASEP/COFINS ......................................... 550.944 296.794 95.090Outros ........................................................ 57.289 13.485 26.710Outros ........................................................ 193.117 166.926 153.196 1.027.206 693.365 439.830

ConsolidadoIFRS

2010 2009 01/01/2009

Trabalhista ................................................ 46.142 37.209 24.132Obrigações Fiscais .................................... 61.592 11.444 25.337Outros ........................................................ 87.783 104.687 80.571 195.517 153.340 130.040

ControladoraBRGAAP

2010 2009 01/01/2009

Os saldos de depósitos judiciais, relativos à PASEP/COFINS, possuem provisão corres-pondente na rubrica de Impostos, Taxas e Contribuições. Vide detalhes na Nota Expli-cativa nº 17.

11. CONTAS A RECEBER DO GOVERNO DO ESTADO DE MINAS GERAISE FUNDO DE INVESTIMENTOS EM DIREITOS CREDITÓRIOS

O saldo credor, remanescente da Conta de Resultado a Compensar – CRC, foi repassado ao Governo do Estado de Minas Gerais, em 1995, por meio de um Termo de Contrato de Cessão da CRC (“Contrato da CRC”), de acordo com a Lei nº 8.724/93, para amor-tização mensal em dezessete anos, a partir de 1º de junho de 1998, com juros anuais de 6% e atualização monetária pela UFIR.

Em 24 de janeiro de 2001, foi assinado o Primeiro Aditivo que substituiu o índice de atualização monetária do Contrato, de UFIR para o IGP-DI, retroativo a novembro de 2000, em função da extinção da UFIR em outubro de 2000.

Em outubro de 2002, foram assinados o Segundo e Terceiro Aditivos ao Contrato da CRC, estabelecendo novas condições para a amortização dos créditos pelo Governo do Estado de Minas Gerais, sendo que as principais cláusulas eram: (i) reajuste pelo IGP-DI; (ii) amortização dos dois Aditivos até maio de 2015; (iii) taxa de juros de 6,00% e 12,00% para o segundo e terceiro Aditivos, respectivamente; (iv) garantia de retenção integral dos dividendos devidos ao Governo do Estado para quitação do terceiro Aditivo.

ConsolidadoIFRS

Classe de ConsumidorSaldos a Vencer

Vencidos até 90 dias

Vencidos há mais de 90 dias Total

2010 2010 2009 01/01/2009

Residencial ................................................................................................. 458.868 178.603 385.253 1.022.724 767.191 824.026Industrial .................................................................................................... 280.316 62.258 368.134 710.708 827.674 848.747Comércio, Serviços e Outras ...................................................................... 261.911 50.878 153.081 465.870 398.905 407.593Rural ......................................................................................................... 55.272 17.554 28.890 101.716 100.860 102.509Poder Público ............................................................................................. 65.380 16.076 57.201 138.657 119.254 117.312Iluminação Pública ..................................................................................... 43.822 5.375 35.441 84.638 46.326 85.176Serviço Público .......................................................................................... 141.227 13.871 38.889 193.987 173.308 83.058Subtotal – Consumidores ........................................................................ 1.306.796 344.615 1.066.889 2.718.300 2.433.518 2.468.421Suprimento a Outras Concessionárias ....................................................... 127.805 33.902 33.375 195.082 398.098 110.928Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa ....................................... − − (555.090) (555.090) (392.470) (470.524) 1.434.601 378.517 545.174 2.358.292 2.439.146 2.108.825Ativo Circulante ......................................................................................... 2.262.585 2.277.907 2.018.296Ativo não Circulante .................................................................................. 95.707 161.239 90.529


a) Quarto Aditivo ao Contrato da CRC

Em decorrência da inadimplência no recebimento dos créditos constantes do Segundo e Terceiro Aditivos, foi assinado o Quarto Aditivo com o objetivo de viabilizar o recebimento integral da CRC por meio da retenção dos dividendos devidos ao Governo do Estado. Este Acordo foi aprovado pela Assembleia Extraordinária de Acionistas, fi nalizada em 12 de janeiro de 2006.

O Quarto Aditivo da CRC teve os seus efeitos retroativos ao saldo devedor, existente em 31 de dezembro de 2004, e consolidou os saldos a receber do Segundo e Terceiro Aditivos, correspondentes a R$5.070.376 em 31 de dezembro de 2010 (R$4.329.078 em 31 de dezembro de 2009 e R$4.190.762 em 01 de janeiro de 2009).

O Governo do Estado amortiza o débito em 61 parcelas semestrais e consecutivas, com vencimento até 30 de junho e 31 de dezembro de cada ano, no período de junho de 2005 a junho de 2035. As parcelas para amortização do valor do principal, atualizadas pelo IGP-DI, têm valores crescentes, sendo a 1ª de R$28.828 e a 61ª, no valor de R$100.163, a valores de 31 de dezembro de 2010.

A amortização do débito é feita, prioritariamente, pela retenção de 65% dos dividendos mínimos obrigatórios devidos ao Governo do Estado. Caso o valor não seja sufi ciente para amortizar a parcela vincenda, a retenção poderá ser de até 65% de todo e qualquer montante de dividendos ou juros extraordinários sobre capital próprio. Os dividendos retidos serão utilizados para amortização do Contrato na seguinte ordem: (i) liquidação de parcelas em atraso (ii) liquidação da parcela relativa ao semestre (iii) amortização antecipada de até 2 parcelas; e, (iv) amortização do saldo devedor.

Em 31 de dezembro de 2010, já haviam sido amortizadas, de forma antecipada, as prestações do Contrato com vencimento previsto para 30 de junho de 2011 e 31 de dezembro de 2011.

A assinatura do Quarto Aditivo Contratual prevê que, de forma a assegurar o integral recebimento dos créditos, deverão ser atendidas as disposições constantes do Estatuto Social. Neste são defi nidas determinadas metas, em conformidade com o Plano Diretor, que deverão ser, também, atendidas, anualmente, sendo as principais, conforme segue:

Endividamento/Lajida ........................................................................ Menor que 2 (1)

Endividamento/Endividamento mais Patrimônio Líquido ................. Menor ou igual a 40,00% (2)

Investimentos de capital e aquisição de ativos .................................. Menor ou igual a 40,00% do Lajida

Descrição da Meta Índice Requerido

Lajida = Lucro antes de juros, impostos sobre o lucro, depreciações e amortizações.(1) Menor que 2,5 em situações conjunturais estabelecidas no Estatuto Social;(2) Menor ou igual a 50% em situações, também, conjunturais estabelecidas no Estatuto Social;

A Assembleia Geral Extraordinária, em 05 de maio de 2010, autorizou que o índice requerido para o exercício de 2010, no que se refere a cláusula restritiva “investimentos de capital e aquisição de ativos/Lajida”, fosse equivalente a 90%, tendo em vista o programa de investimentos da Companhia previsto para o ano. Dessa forma, nenhuma das cláusulas restritivas para o ano de 2010 foi descumprida.

b) Aporte dos créditos da CRC em Fundo de Investimentos em Direitos Creditórios (“FIDC”)

Em 27 de janeiro de 2006, a CEMIG aportou os créditos da CRC em um FIDC. O valor do FIDC foi estabelecido pelo administrador, com base em projeções fi nanceiras de longo prazo da CEMIG, estimando-se os dividendos que serão retidos para amortização do saldo devedor do Contrato da CRC. Com base nessas projeções, o FIDC foi avaliado, naquela data, pelo valor total de R$1.659.125, sendo R$900.000 de quotas seniores e R$759.125 de quotas subordinadas.

As quotas seniores foram subscritas e adquiridas por Instituições Financeiras e com amortização em 20 parcelas semestrais, desde junho de 2006, com atualização pela variação do CDI acrescidos de 1,7% de juros ao ano, garantidas pela CEMIG.

As quotas subordinadas foram subscritas pela CEMIG e correspondem à diferença entre o valor total do FIDC e o valor das quotas seniores.

A atualização das quotas subordinadas corresponde à diferença entre a valorização do FIDC, a uma taxa de 10,00% ao ano, e a valori-zação das quotas seniores pela variação do CDI acrescido de juros de 1,70% ao ano.

A composição do FIDC é como segue:

– Quotas seniores de propriedade de terceiros ...................................................... 890.517 951.006 990.280– Quotas subordinadas de propriedade da CEMIG ............................................... 938.704 790.699 773.774– Dividendos retidos pelo Fundo .......................................................................... 7.867 81.939 72.819 946.571 872.638 810.593TOTAL ................................................................................................................. 1.837.088 1.823.644 1.800.873

2010 2009 01/01/2009

A movimentação do FIDC é como segue:

Saldo em 01 de janeiro de 2009 ............................................................................................................................. 1.800.873Atualização monetária das quotas seniores .............................................................................................................. 104.372Atualização monetária das quotas subordinadas ...................................................................................................... 44.900Aporte nas quotas subordinadas ............................................................................................................................... 17.145Amortização das quotas seniores ............................................................................................................................. (143.646)

Saldo em 31 de dezembro de 2009 ........................................................................................................................ 1.823.644Atualização monetária das quotas seniores .............................................................................................................. 88.812Atualização monetária das quotas subordinadas ...................................................................................................... 40.596Aporte nas quotas subordinadas ............................................................................................................................... 33.336Amortização das quotas seniores ............................................................................................................................. (149.300)

Saldo em 31 de dezembro de 2010 ........................................................................................................................ 1.837.088

Consolidado e Controladora

A CEMIG efetuou pagamento de dividendos, em 21 de dezembro de 2010, sendo utilizados para amortização de parte das cotas seniores R$67.399. Adicionalmente, a Companhia aportou R$18.835 ao fundo para complementar o valor necessário ao resgate das cotas seniores e outras despesas operacionais do FIDC. A amortização de R$86.234 das cotas seniores somente foi efetivada em janeiro de 2011.

Encontram-se registrados, no Passivo Circulante, os dividendos propostos pela Diretoria Executiva e pelo Conselho de Administração, a serem distribuídos aos seus acionistas em função do resultado do exercício de 2010. Dos dividendos a serem distribuídos, R$251.426 são devidos ao Governo do Estado de Minas Gerais, sendo que R$163.427 serão retidos para quitação de parte dos créditos da CRC a vencer.

c) Critério de Consolidação do FIDC

Em decorrência da garantia oferecida pela CEMIG de quitação das quotas seniores, caso os dividendos, devidos ao Governo do Estado não sejam sufi cientes para amortização das parcelas, as Demonstrações Contábeis Consolidadas apresentam o saldo do FIDC, integralmente registrado na CEMIG, sendo que as quotas seniores são apresentadas como uma dívida com Empréstimos e Financiamentos no Passivo Circulante e não Circulante. Da mesma forma, na Consolidação, a atualização monetária do FIDC foi integralmente reconhecida como uma receita fi nanceira e, em contrapartida, foi registrado, como encargos de dívida, o valor da atualização monetária das quotas seniores.

12. ATIVO FINANCEIRO DA CONCESSÃO

Conforme mencionado na nota explicativa nº 2, item 2.7 (a), os contratos de concessão de distribuição, transmissão, gás e geração eólica da Companhia estão dentro dos critérios de aplicação da Interpretação Técnica ICPC 01, que trata de contabilidade de concessões.

Os saldos dos ativos fi nanceiros são como segue:

Concessões de distribuição .......................................................................................................... 2.509.339 2.122.755 1.588.404Concessões de gás ........................................................................................................................ 287.425 40.095 31.900Concessões de transmissão novas ................................................................................................ 4.399.627 2.837.558 679.746Concessões de transmissão antigas .............................................................................................. 744.697 730.227 731.434 7.941.088 5.730.635 3.031.484Ativo Circulante ..................................................................................................................... 625.332 222.173 140.603Ativo não Circulante .............................................................................................................. 7.315.756 5.508.462 2.890.881

ConsolidadoIFRS

2010 2009 01/01/2009

Para as concessões de transmissão novas, a taxa considerada para a remuneração do ativo fi nanceiro variou entre 7,8% e 14,48%,em conformidade às características especifi cadas de cada concessão e suas datas de investimento.

13. INVESTIMENTOS

O quadro abaixo apresenta um sumário das informações fi nanceiras em empresas controladas, coligadas e empreendimentos controlados em conjunto. As informações apresentadas abaixo não foram ajustadas pelo percentual de participação mantido pela Companhia.

ControladoraBRGAAP

2010 2009 01/01/2009

Em Sociedades Controladas e Controladas em Conjunto Cemig Geração e Transmissão ..................................................................... 5.050.645 4.570.432 4.528.583 Cemig Distribuição ...................................................................................... 2.376.898 2.094.605 1.487.504 Light ............................................................................................................. 867.918 426.031 341.342 Cemig Telecom ............................................................................................ 287.718 276.043 264.978 GASMIG ...................................................................................................... 444.043 435.876 324.644 Rosal Energia ............................................................................................... 137.543 124.331 165.420 Sá Carvalho .................................................................................................. 121.843 108.565 160.731 Horizontes Energia ....................................................................................... 70.017 67.154 66.734 Usina Térmica Ipatinga ................................................................................ 36.865 31.699 66.319 Cemig PCH .................................................................................................. 93.145 81.164 101.706 Cemig Capim Branco Energia ..................................................................... 34.797 13.881 53.940 Companhia Transleste de Transmissão ........................................................ 24.040 23.157 20.198 UTE Barreiro ................................................................................................ 7.695 4.584 1.943 Companhia Transudeste de Transmissão ..................................................... 12.937 12.707 10.244 Usina Hidrelétrica Pai Joaquim .................................................................... 108.291 486 484 Companhia Transirapé de Transmissão ........................................................ 10.602 10.500 8.319 Transchile ..................................................................................................... 28.908 27.627 34.141 Effi cientia ..................................................................................................... 8.944 6.577 6.266 Central Termelétrica de Cogeração .............................................................. 6.281 5.594 153.578 Companhia de Transmissão Centroeste de Minas ........................................ 17.953 17.064 7.154 Cemig Trading .............................................................................................. 7.416 35.053 192 Empresa Paraense de Transmissão de Energia-ETEP .................................. 63.950 59.298 23.703 Empresa Norte de Transmissão de Energia-ENTE ...................................... 168.069 113.666 46.390 Empresa Regional de Transmissão de Energia-ERTE ................................. 29.914 21.947 8.878 Empresa Amazonense de Transmissão de Energia-EATE ........................... 303.575 267.762 97.102 Empresa Catarinense de Transmissão de Energia-ECTE ............................. 24.353 17.410 8.874 Axxiom Soluções Tecnológicas ................................................................... 2.970 2.574 2.710 Cemig Serviços ............................................................................................ 45 99 − 10.347.375 8.855.886 7.992.077Ágio na Aquisição de Participação na Rosal Energia ................................... 22.103 27.628 33.154Ágio na Aquisição de Participação na ETEP ................................................. 60.292 63.253 25.174Ágio na Aquisição de Participação na ENTE ................................................ 131.853 94.539 37.420Ágio na Aquisição de Participação na ERTE ................................................. 34.014 22.900 8.569Ágio na Aquisição de Participação na EATE ................................................. 352.942 370.274 141.430Ágio na Aquisição de Participação na ECTE ................................................ 22.412 14.792 6.840Ágio na Aquisição de Participação na Light .................................................. 342.978 − − 966.594 593.386 252.587 11.313.969 9.449.272 8.244.664

a) As principais informações, sobre as controladas e controladas em conjunto, são como segue:

Cemig Geração e Transmissão .......... 2.896.785.358 100,00 3.296.785 5.050.645 607.934 1.084.110Cemig Distribuição ........................... 2.261.997.787 100,00 2.261.998 2.376.898 158.707 441.002Light .................................................. 203.934.060 26,06 2.225.822 3.330.144 491.838 575.150Cemig Telecom ................................. 381.023.385 100,00 225.082 287.718 16.400 28.140Rosal Energia ................................... 46.944.467 100,00 46.944 137.543 2.500 15.712Sá Carvalho ....................................... 361.200.000 100,00 36.833 121.843 7.224 20.502GASMIG ........................................... 409.255.483 55,19 643.780 804.534 92.267 108.095Horizontes Energia ............................ 64.257.563 100,00 64.257 70.017 3.477 6.339Usina Térmica Ipatinga ..................... 29.174.281 100,00 29.174 36.865 3.783 8.940Cemig PCH ....................................... 30.952.000 100,00 30.952 93.145 2.500 14.481Cemig Capim Branco Energia .......... 5.528.000 100,00 5.528 34.797 16.098 37.014Companhia Transleste de Transmissão ................................ 49.569.000 25,00 49.569 96.159 15.116 17.905UTE Barreiro .................................... 23.328.000 100,00 23.328 7.695 – (7.498)Companhia Transudeste de Transmissão ................................ 30.000.000 24,00 30.000 53.903 8.962 9.520Central Hidrelétrica Pai Joaquim ...... 486.000 100,00 486 108.291 107.805Companhia Transirapé de Transmissão ................................ 22.340.490 24,50 22.340 43.272 302 7.526Transchile .......................................... 47.233.672 49,00 78.701 58.995 1.419Effi cientia .......................................... 6.051.994 100,00 6.052 8.944 1.504 3.871Central Termelétrica de Cogeração ..... 5.000.000 100,00 5.001 6.281 808 1.494Companhia de Transmissão Centroeste de Minas ........................ 51.000 51,00 51 35.200 – 123Cemig Trading .................................. 160.297 100,00 160 7.416 31.656 38.880Empresa Paraense de Transmissão de Energia – ETEP .......................... 45.000.010 41,96 82.544 152.414 21.398 43.462Empresa Norte de Transmissão de Energia – ENTE ......................... 100.840.000 49,99 145.663 336.212 48.017 95.031Empresa Regional de Transmissão de Energia – ERTE .......................... 23.400.000 49,99 23.400 59.845 15.949 17.594Empresa Amazonense de Transmissão de Energia – EATE ........................... 180.000.010 38,53 323.579 787.892 137.540 199.790Empresa Catarinense de Transmissão de Energia – ECTE .......................... 42.095.000 19,09 42.095 127.551 7.093 29.587Axxiom Soluções Tecnológicas ........ 7.200.000 49,00 7.200 6.060 – (1.192)Cemig Serviços ................................. 100.000 100 100 45 – (53)

Em 31 de dezembro de 2010 Janeiro a dezembro de 2010

Sociedades ControladasQuantidade

de AçõesParticipação CEMIG (%)

CapitalSocial

Patrimônio Líquido Dividendos

Lucro(Prejuízo)



Cemig Geração e Transmissão .......... 2.896.785.358 100,00 3.296.785 4.570.432 917.054 1.103.156Cemig Distribuição ........................... 2.261.997.787 100,00 2.261.998 2.094.605 202.306 776.214Light .................................................. 203.934.060 13,03 2.225.822 3.269.616 432.340 588.803Cemig Telecom ................................. 381.023.385 100,00 225.081 276.043 16.019 28.229Rosal Energia ................................... 46.944.467 100,00 46.944 124.331 22.208 21.151Sá Carvalho ....................................... 361.200.000 100,00 36.833 108.565 29.603 27.404GASMIG ........................................... 409.255.483 55,19 643.779 789.774 23.516 84.966Horizontes Energia ............................ 64.258.000 100,00 64.258 67.154 7.918 8.335Usina Térmica Ipatinga ..................... 29.174.281 100,00 29.174 31.699 8.023 8.445Cemig PCH ....................................... 30.952.000 100,00 30.952 81.164 14.826 14.284Cemig Capim Branco Energia .......... 5.528.000 100,00 5.528 13.881 33.883 33.824Companhia Transleste de Transmissão . 49.569.000 25,00 49.569 92.628 6.896 18.459UTE Barreiro .................................... 11.918.000 100,00 11.918 4.584 – 3.861Companhia Transudeste de Transmissão ................................ 30.000.000 24,00 30.000 52.946 483 10.776Central Hidrelétrica Pai Joaquim ...... 486.000 100,00 486 486 4 (1)Companhia Transirapé de Transmissão .. 22.340.490 24,50 22.340 42.857 – 8.920Transchile .......................................... 33.340.000 49,00 63.226 56.381 – (6.333)Effi cientia .......................................... 6.051.994 100,00 6.052 6.577 5.011 5.276Central Termelétrica de Cogeração .... 5.000.000 100,00 5.001 5.594 8.909 9.378Companhia de Transmissão Centroeste de Minas ........................ 51.000 51,00 51 33.458 – –Cemig Trading .................................. 160.297 100,00 160 192 31.092 31.092Empresa Paraense de Transmissão de Energia – ETEP .......................... 45.000.010 40,19 69.569 147.544 9.632 41.507Empresa Norte de Transmissão de Energia – ENTE ......................... 100.840.000 36,69 120.128 309.801 19.441 92.748Empresa Regional de Transmissão de Energia – ERTE .......................... 23.400.000 36,69 23.400 59.817 902 19.308Empresa Amazonense de Transmissão de Energia – EATE ..... 180.000.010 36,35 273.469 736.621 19.975 204.073Empresa Catarinense de Transmissão de Energia – ECTE .......................... 42.095.000 13,37 42.095 130.217 2.934 30.612Axxiom Soluções Tecnológicas ........ 7.200.000 49,00 7.200 5.253 – (1.188)Cemig Serviços ................................. 100.000 100,00 100 99 – (1)

Em 31 de dezembro de 2009 Janeiro a dezembro de 2009Sociedades

ControladasQuantidade

de AçõesParticipação CEMIG (%)

CapitalSocial


Lucro(Prejuízo)

Cemig Geração e Transmissão ................................................. 2.896.785.358 100,00 2.896.785 4.528.583Cemig Distribuição .................................................................. 2.261.997.787 100,00 2.261.998 1.487.504Light ......................................................................................... 709.309.572 25,00 709.310 1.365.368Cemig Telecom ........................................................................ 381.023.385 100,00 225.082 264.978Rosal Energia .......................................................................... 86.944.467 100,00 86.944 165.420Sá Carvalho .............................................................................. 860.000.000 100,00 86.833 160.731GASMIG .................................................................................. 409.255.000 55,19 263.852 588.230Horizontes Energia ................................................................... 64.257.563 100,00 64.258 66.734Usina Térmica Ipatinga ............................................................ 64.174.281 100,00 64.174 66.319Cemig PCH .............................................................................. 50.952.000 100,00 50.952 101.706Cemig Capim Branco Energia ................................................. 45.528.000 100,00 45.528 53.940Companhia Transleste de Transmissão .................................... 49.569.000 25,00 49.569 80.792UTE Barreiro ........................................................................... 11.918.000 100,00 11.918 1.943Companhia Transudeste de Transmissão ................................. 30.000.000 24,00 30.000 42.683Central Hidrelétrica Pai Joaquim ............................................. 486.000 100,00 486 484Companhia Transirapé de Transmissão ................................... 22.340.490 24,50 22.340 33.955Transchile ................................................................................. 27.840.000 49,00 62.407 69.676Effi cientia ................................................................................. 6.051.994 100,00 6.052 6.266Central Termelétrica de Cogeração .......................................... 150.000.000 100,00 150.001 153.578Companhia de Transmissão Centroeste de Minas ................... 51.000 51,00 51 14.027Cemig Trading ......................................................................... 160.297 100,00 160 192Empresa Paraense de Transmissão de Energia – ETEP ........... 45.000.010 19,25 69.063 123.132Empresa Norte de Transmissão de Energia – ENTE ............... 100.840.000 18,35 120.128 252.807Empresa Regional de Transmissão de Energia – ERTE .......... 23.400.000 18,35 23.400 48.381Empresa Amazonense de Transmissão de Energia – EATE .... 180.000.010 17,17 273.469 565.533Empresa Catarinense de Transmissão de Energia – ECTE ...... 42.095.000 7,50 42.095 118.320Axxiom Soluções Tecnológicas ............................................... 4.200.000 49,00 4.200 5.531

SociedadesControladas

Quantidadede Ações

Em 01 de janeiro de 2009Participação CEMIG (%)

CapitalSocial

Patrimônio Líquido

A movimentação dos Investimentos, em Sociedades controladas e controladas em conjunto, é a seguinte:

Cemig Geração e Transmissão .......... 4.528.583 1.103.156 – (1.227.708) 166.401 4.570.432Cemig Distribuição ........................... 1.487.504 776.214 – (169.113) – 2.094.605Cemig Telecom ................................. 264.978 28.229 – (16.019) (1.145) 276.043Rosal Energia .................................... 165.420 21.151 (40.000) (22.208) (32) 124.331Sá Carvalho ....................................... 160.731 27.404 (50.000) (29.570) – 108.565GASMIG .......................................... 324.644 41.344 82.789 (12.979) 78 435.876Horizontes Energia ............................ 66.734 8.335 – (7.918) 3 67.154Usina Térmica Ipatinga ..................... 66.319 8.445 (35.000) (8.023) (42) 31.699Cemig PCH ....................................... 101.706 14.284 (20.000) (14.826) – 81.164Cemig Capim Branco Energia .......... 53.940 33.824 (40.000) (33.883) – 13.881Companhia Transleste de Transmissão ... 20.198 4.615 – (1.724) 68 23.157UTE Barreiro .................................... 1.943 3.861 – – (1.220) 4.584Companhia Transudeste de Transmissão ................................ 10.244 2.586 – (116) (7) 12.707Central Hidrelétrica Pai Joaquim ...... 484 (1) – (4) 7 486Companhia Transirapé de Transmissão .. 8.319 2.185 – – (4) 10.500Transchile .......................................... 34.141 (10.049) 7.122 – (3.587) 27.627Effi cientia .......................................... 6.266 5.276 – (5.011) 46 6.577Central Termelétrica de Cogeração ... 153.578 9.378 (145.000) (8.909) (3.453) 5.594Companhia de Transmissão Centroeste de Minas ........................ 7.154 – 9.910 – – 17.064Light .................................................. 341.342 74.648 – (15.534) 25.575 426.031Cemig Trading .................................. 192 65.953 – (31.092) – 35.053Empresa Paraense de Transmissão de Energia - ETEP ........................... 23.703 13.179 20.243 (3.871) 6.044 59.298Empresa Norte de Transmissão de Energia - ENTE .......................... 46.390 30.024 32.578 (9.701) 14.375 113.666Empresa Regional de Transmissão de Energia - ERTE .......................... 8.878 5.777 5.952 (331) 1.671 21.947Empresa Amazonense de Transmissão de Energia – EATE ..... 97.102 54.280 75.187 (7.987) 49.180 267.762Empresa Catarinense de Transmissão de Energia - ECTE .......................... 8.874 3.391 3.515 (1.013) 2.643 17.410Axxiom Soluções Tecnológicas ........ 2.710 (582) 490 – (44) 2.574Cemig Serviços ................................. – (1) 100 – – 99 7.992.077 2.326.906 (92.114) (1.627.540) 256.557 8.855.886

01.01.2009Equivalência Patrimonial

Aportes (redução capital)

Dividendos Propostos Outros 31.12.2009

Cemig Geração e Transmissão .......... 4.570.432 1.084.110 (607.934) 4.037 5.050.645Cemig Distribuição ........................... 2.094.605 441.002 (158.707) (2) 2.376.898Cemig Telecom ................................. 276.043 28.140 (16.400) (65) 287.718Rosal Energia .................................... 124.331 15.712 (2.500) 137.543Sá Carvalho ....................................... 108.565 20.502 (7.224) 121.843GASMIG .......................................... 435.876 59.660 (50.922) (571) 444.043Horizontes Energia ............................ 67.154 6.339 (3.477) 1 70.017Usina Térmica Ipatinga ..................... 31.699 8.940 (3.783) 9 36.865Cemig PCH ....................................... 81.164 14.481 (2.500) 93.145Cemig Capim Branco Energia .......... 13.881 37.014 (16.098) 34.797Companhia Transleste de Transmissão ... 23.157 4.476 (3.779) 186 24.040UTE Barreiro .................................... 4.584 (7.498) 11.410 – (801) 7.695Companhia Transudeste de Transmissão ................................ 12.707 2.284 (2.151) 97 12.937Central Hidrelétrica Pai Joaquim ...... 486 107.805 108.291Companhia Transirapé de Transmissão .. 10.500 1.843 (1.815) 74 10.602Transchile .......................................... 27.627 (2.808) 4.089 28.908Effi cientia .......................................... 6.577 3.871 (1.504) 8.944Central Termelétrica de Cogeração ... 5.594 1.494 (808) 1 6.281Companhia de Transmissão Centroeste de Minas ........................ 17.064 63 826 17.953Light .................................................. 426.031 132.760 389.804 (128.173) 47.496 867.918Cemig Trading .................................. 35.053 4.019 (31.656) – 7.416Empresa Paraense de Transmissão de Energia - ETEP ........................... 59.298 15.656 413 (8.906) (2.511) 63.950Empresa Norte de Transmissão de Energia - ENTE .......................... 113.666 39.416 29.062 (24.004) 9.929 168.069Empresa Regional de Transmissão de Energia - ERTE .......................... 21.947 7.261 4.998 (7.973) 3.681 29.914Empresa Amazonense de Transmissão de Energia – EATE .......................... 267.762 74.070 3.566 (52.994) 11.171 303.575Empresa Catarinense de Transmissão de Energia - ECTE .......................... 17.410 4.407 4.064 (1.354) (174) 24.353Axxiom Soluções Tecnológicas ........ 2.574 (584) 980 2.970Cemig Serviços ................................. 99 (53) (1) 45 8.855.886 2.104.382 444.297 (1.134.662) 77.472 10.347.375

31.12.2009EquivalênciaPatrimonial

Aportes (redução capital)

DividendosPropostos Outros 31.12.2010

Os saldos integrais das controladas em conjunto em 2010, 2009 e em 1º de janeiro de 2009, cuja consolidação foi proporcional são como segue:

AtivoCirculante .......................................... 195.324 33.904 17.875 3.868 19.426 9.496Não circulante ................................... 1.109.943 123.379 68.300 45.264 78.333 128.509Total do ativo .................................... 1.305.267 157.283 86.175 49.132 97.759 138.005

PassivoCirculante .......................................... 177.171 12.033 11.823 13.932 12.310 12.236Não circulante ................................... 323.562 49.091 31.080 – 31.546 66.774Patrimônio líquido ............................ 804.534 96.159 43.272 35.200 53.903 58.995Total do passivo ................................ 1.305.267 157.283 86.175 49.132 97.759 138.005

Demonstração do Resultado ........... Receita líquida de vendas .................. 571.507 26.383 14.518 19.349 16.981 10.277Custo das vendas ............................... (438.157) (41) (994) (17.463) (2.728) (4.457)Lucro bruto ........................................ 133.350 26.342 13.524 1.886 14.253 5.820Despesas gerais e administrativas ..... (37.631) (3.083) (1.922) (1.539) (503) (2.937)Resultado fi nanceiro líquido ............. 41.642 (3.767) (3.216) 1 (3.286) (1.676)Lucro operacional ............................. 137.361 19.492 8.386 348 10.464 1.207Imposto de renda e contribuição social ............................................... (29.266) (1.581) (860) (225) (944) 212Lucro líquido do exercício ................ 108.095 17.911 7.526 123 9.520 1.419

2010 Gasmig Transleste Transirapé Centroeste Transudeste Transchile

AtivoCirculante ................................................... 2.382.392 414.354 76.722 103.070 169.230 35.607 4.712Não circulante ............................................ 7.216.756 1.144.370 145.652 136.530 403.393 67.742 3.098Total do ativo ............................................. 9.599.148 1.558.724 222.374 239.600 572.623 103.349 7.810

PassivoCirculante ................................................... 2.190.997 180.444 39.856 29.410 82.436 19.425 1.617Não circulante ............................................ 4.078.007 590.388 54.967 57.776 153.975 24.079 133Patrimônio Líquido .................................... 3.330.144 787.892 127.551 152.414 336.212 59.845 6.060Total do passivo ......................................... 9.599.148 1.558.724 222.374 239.600 572.623 103.349 7.810

Demonstração do ResultadoReceita líquida de vendas ........................... 6.508.584 422.894 56.646 61.091 137.570 25.270 8.255Custo das vendas ........................................ (4.633.841) (120.970) (3.619) (5.558) (8.212) (3.053) (4.474)Lucro bruto ................................................. 1.874.743 301.924 53.027 55.533 129.358 22.217 3.781Despesas gerais e administrativas .............. (632.730) (8.853) (2.064) (2.171) (3.932) (854) (4.926)Resultado fi nanceiro líquido ...................... (319.394) (51.754) (7.352) (4.039) (16.674) (2.629) 27Lucro operacional ...................................... 922.619 241.317 43.611 49.323 108.752 18.734 (1.118)Imposto de renda e contribuição social ...... (347.469) (41.527) (14.024) (5.861) (13.721) (1.140) (74)Lucro líquido do exercício ......................... 575.150 199.790 29.587 43.462 95.031 17.594 (1.192)

2010 Light EATE ECTE ETEP ENTE ERTE Axxiom

AtivoCirculante .......................................... 454.843 35.084 17.281 2.231 18.917 21.150Não circulante ................................... 774.445 119.673 65.459 34.117 75.523 141.960Total do ativo .................................... 1.229.288 154.757 82.740 36.348 94.440 163.110

PassivoCirculante .......................................... 177.703 11.710 7.861 2.890 7.284 42.450Não circulante ................................... 261.811 50.419 32.022 34.210 64.279Patrimônio líquido ............................ 789.774 92.628 42.857 33.458 52.946 56.381Total do passivo ................................ 1.229.288 154.757 82.740 36.348 94.440 163.110

Demonstração do ResultadoReceita líquida de vendas .................. 437.683 26.754 14.477 33.141 16.686 –Custo das vendas ............................... (323.327) (2.966) (2.506) (33.141) (2.657) –Lucro bruto ........................................ 114.356 23.788 11.971 14.029 Despesas gerais e administrativas ..... (39.960) (1.020) (518) (853) (529) (6.333)Resultado fi nanceiro líquido ............. 40.719 (2.054) (1.374) 731 (1.463) –Lucro operacional ............................. 115.115 20.708 10.078 (122) 12.036 –Imposto de renda e contribuição social ............................................... (27.939) (984) (513) – (582) –Lucro líquido do exercício ................ 87.176 19.730 9.566 (122) 11.455 (6.333)

31/12/2009 Gasmig Transleste Transirapé Centroeste Transudeste Transchile



AtivoCirculante ................................................... 1.452.818 380.179 76.379 77.830 166.147 29.031 1.795Não circulante ............................................ 3.682.230 1.045.234 145.791 160.308 398.494 68.277 4.267Total do ativo ............................................. 5.135.048 1.425.413 222.170 238.138 564.641 97.308 6.062

PassivoCirculante ................................................... 928.334 180.444 49.489 34.249 85.350 22.789 809Não circulante ............................................ 2.502.590 508.348 42.465 56.345 169.490 14.702 –Patrimônio Líquido .................................... 1.704.124 736.621 130.216 147.544 309.801 59.817 5.253Total do passivo ......................................... 5.135.048 1.425.413 222.170 238.138 564.641 97.308 6.062

Demonstração do ResultadoReceita líquida de vendas ........................... 3.235.655 412.050 56.967 61.129 135.672 23.965 4.711Custo das vendas ........................................ (2.303.650) (127.466) (4.678) (7.012) (8.652) (2.351) (2.628)Lucro bruto ................................................. 932.005 284.584 52.289 54.117 127.020 21.614 2.083Despesas gerais e administrativas .............. (386.809) (7.662) (1.647) (2.046) (3.569) (665) (3.177)Resultado fi nanceiro líquido ...................... (44.273) (36.347) (7.374) (3.614) (14.116) (1.928) (94)Lucro operacional ...................................... 500.923 240.575 43.268 48.457 109.335 19.021 (1.188)Imposto de renda e contribuição social ...... (193.980) (33.360) (14.162) (6.949) (16.586) (1.098) Lucro líquido do exercício ......................... 306.943 207.215 29.106 41.508 92.749 17.923 (1.188)

31/12/2009 Rio Minas EATE ECTE ETEP ENTE ERTE Axxiom

AtivoCirculante .......................................... 285.238 32.309 16.307 153 19.224 21.787Não circulante ................................... 341.890 116.513 64.651 13.917 73.441 157.630Total do ativo .................................... 627.128 148.822 80.958 14.070 92.665 179.417

PassivoCirculante .......................................... 10.677 19.224 7.987 43 8.143 16.232Não circulante ................................... 28.221 48.806 39.016 41.839 93.509Patrimônio líquido ............................ 588.230 80.792 33.955 14.027 42.683 69.676Total do passivo ................................ 627.128 148.822 80.958 14.070 92.665 179.417

01/01/2009 Gasmig Transleste Transirapé Centroeste Transudeste Transchile

AtivoCirculante ................................................... 1.350.283 367.501 74.207 71.595 156.440 28.310 2.046Não circulante ............................................ 3.853.127 915.909 145.064 153.559 389.801 67.201 3.837Total do ativo ............................................. 5.203.410 1.283.410 219.271 225.154 546.241 95.511 5.883

PassivoCirculante ................................................... 889.324 110.384 26.472 21.115 48.588 8.713 352Não circulante ............................................ 2.948.718 607.493 74.479 80.907 244.846 38.417 Patrimônio Líquido .................................... 1.365.368 565.533 118.320 123.132 252.807 48.381 5.531 Total do passivo ......................................... 5.203.410 1.283.410 219.271 225.154 546.241 95.511 5.883

01/01/2009 Rio Minas EATE ECTE ETEP ENTE ERTE Axxiom

b) Participação na Light

Foi apurado na aquisição da Light, um valor de menos valia da concessão correspondente à diferença entre o valor pago pela Rio Minas Energia S.A. (“RME”) e o valor contábil da participação no Patrimônio Líquido da Light, no montante de R$364.961, sendo que a parcela da CEMIG corresponde a 25,00%. Essa menos valia da concessão decorre da estimativa de resultado nos exercícios futuros em função da operação comercial das concessões de distribuição e geração de energia elétrica e desta forma, está sendo amortizada de outubro de 2006 a maio de 2026, data do término da concessão de distribuição, de forma linear. O valor remanescente da menos valia da concessão R$71.523 em 31 de dezembro de 2010 (R$76.162 em 31 de dezembro de 2009).

c) Mais valia de ativos nas aquisições de participações

A mais valia de ativos nas aquisições das participações das empresas adquiridas pela Companhia correspondem à diferença entre o valor pago e o valor contábil da participação no Patrimônio Líquido das controladas e controladas em conjunto, decorrente da mais valia das concessões (Intangível) e do Ativo Financeiro da Concessão. A amortização da mais valia desses ativos, que possuem vida útil defi nida, ocorrerá durante o período remanescente de vigência das concessões.

d) Fechamento da operação de compra de ações da LIGHT

Foi realizado, em 25 de março de 2010, o pagamento referente à aquisição pela CEMIG de 25.494.500 ações ordinárias de emissão da Light, de titularidade da Andrade Gutierrez Concessões (“AGC”), representando 12,50% do capital total e votante da Light. O preço pago pela CEMIG referente à compra das ações foi de R$718.518, correspondendo a R$29,54 por ação. Valor resultante da correção do preço estipulado no Contrato pelo, divulgado pela CETIP - Central de Custódia e Liquidação Financeira de Títulos, desde 1º de dezembro de 2009 até a presente data, e da dedução dos dividendos de R$2,12, por ação, declarados pela Light na Assembleia Geral Ordinária, concluída em 24 de março de 2010.

Foi realizado em 17 de novembro de 2010 o pagamento e a transferência de 1.081.649 ações ordinárias de emissão da Light S.A., de titularidade da Andrade Gutierrez Concessões S.A., representando 0,53% do capital total e votante da Light S.A., para a CEMIG.O valor referente à venda das ações foi de R$30.471.

Houve celebração de Termo de compensação, quitação e outras avenças entre Cemig e AGC, o qual estabeleceu que o saldo devedor do prêmio de Opção de Geração de responsabilidade da AGC fosse pago integralmente à Cemig, mediante compensação com os valores devidos pela Cemig à AGC. Para o pagamento à vista, mediante a referida compensação, a Cemig concedeu à AGC um desconto no valor de R$ 1.558. O valor líquido recebido pela AGC foi de R$ 15.783.

A Companhia apurou um ágio, nestas operações, no valor de R$359.184, decorrente da mais valia da concessão.

Opção de compra adicional de ações da LIGHT

A Enlighted Partners Venture Capital LLC (“Enlighted”) fi rmou com a CEMIG, em 24 de março de 2010, um contrato de opção de venda no qual a CEMIG entregou à Enlighted a opção de vender a participação da Luce Investment Fund, que detém 75% das cotas da Luce Brasil Fundo de Investimentos em Participações (este fundo possui 13,03% do capital total da Light S.A.). A CEMIG pode, a seu critério, indicar terceiros para adquirir participação no Luce Investment Fund. Desta forma, a CEMIG poderá adquirir 19.932.112 ações ordinárias de emissão da Light, representando 9,75% do seu capital total e votante, pelo preço de US$340.455 mil, dos quais serão deduzidos os dividendos e juros sobre o capital próprio, eventualmente, pagos ou declarados pela Light a partir de 01 de dezembro de 2009 até o exercício da opção.

A opção foi exercida em 6 de outubro de 2010 pela Enlighted, que informou sua decisão pelo exercício da opção de venda de quotas do Luce Brasil Fundo de Investimento em Participações, mencionada no referido Fato Relevante, datado de 7 de outubro de 2010.

Entretanto, o fechamento dessa operação está condicionado ao atendimento de determinados requisitos contratualmente estabelecidos, bem como à aprovação dos órgãos competentes, entre eles Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL e Conselho Administra-tivo de Defesa Econômica, assim como, nos casos em que for necessário, dos agentes fi nanciadores e debenturistas da Light e de suas controladas.

e) Aquisição de participação complementar na Transmissora Aliança de Energia Elétrica -TAESA

A Cemig GT realizou, no dia 6 de maio de 2010, a Oferta Pública de Aquisições de ações e units, em poder dos acionistas não contro-ladores, por meio da Transmissora Alterosa de Energia Elétrica. A operação culminou na aquisição de 24,42% das ações, até então em posse dos acionistas não controladores, pelo montante de R$1.001.851, o que representa R$15,57 por ação, passando a deter o equiva-lente a 56,69% do capital total da TAESA.

Foi apurado um ágio de R$523.367, correspondente à mais valia do ativo fi nanceiro a ser recebido no prazo previsto da concessão pelo regulador. A recuperação do ágio ocorrerá durante o período remanescente de vigência das concessões.

Com esta Operação, a Cemig GT, juntamente com o Fundo de Investimentos em Participação Coliseu, concluiu o processo de aquisição da TAESA. Parte dos acionistas minoritários não aderiu à Oferta Pública de Aquisições de ações, permanecendo 4,72% das ações da TAESA em circulação no Mercado.

Em 31 de dezembro de 2010 as empresas Transmissora Alterosa de Energia Elétrica e Transmissora Alvorada Energia Elétrica foram incorporadas pela Transmissora Aliança de Energia Elétrica - TAESA, com consequente extinção das incorporadas, sendo essas suce-didas em todos os seus direitos e obrigações. O percentual de participação da Cemig Geração e Transmissão na TAESA não foi alterado em virtude da participação na Transmissora Alterosa de Energia Elétrica.

f) Aquisição de participação acionária – Ativas

Em 8 de julho de 2010, a Cemig Telecom assinou Contrato de Compra e Venda de Ações com a Ativas Participações S.A. (“Ativas Parti-cipações”), visando a compra de 9.804.900 ações ordinárias, representativas de 49% do capital votante da empresa Ativas, cujo objetivo social é a prestação de serviços de fornecimento de infraestrutura de TIC – Tecnologia da Informação e Comunicação, compreendendo hospedagem física de ambientes de tecnologia da informação, armazenamento de base de dados e site-backup, serviços profi ssionais de segurança da informação e disponibilidade, consultoria em TIC, conectividade com venda de acesso e banda internet, estando cons-truindo para tanto um Data Center classifi cado na categoria “Tier III” (Uptime Institute), para atendimento a médias e grandes corpora-ções. O investimento inicial foi de R$6.753 mil, equivalente a 6.753.615 ações ordinárias, sendo aumentado em R$1,00 para cada ação pendente de integralização pela Ativas Participações S.A. até 31 de março de 2011, não sendo apurado ágio na aquisição.

g) Aquisição de participação acionária – Lightger

A Cemig GT adquiriu da Light, em 18 de agosto de 2010, 49% do Capital Social total e votante da Lightger, sociedade de propósito específi co controlada da Light, detentora da autorização da exploração do empreendimento PCH Paracambi. A Cemig GT pagou pela aquisição o valor de R$19.960 representando 25.939.013 ações ordinárias do Capital Social da Lightger, adquirida pelo seu valor contábil. Portanto, não foi apurado ágio na operação.

14. IMOBILIZADO

Em Serviço ........................................................... 18.113.502 (11.043.754) 7.069.748 7.010.067 7.398.466– Geração .............................................................. 16.491.261 (10.651.709) 5.839.552 5.845.200 6.270.794 Terrenos ........................................................... 334.093 – 334.093 335.774 337.232 Reservatórios, Barragens e Adutoras ............... 7.609.292 (4.599.615) 3.009.677 2.784.034 2.921.121 Edifi cações, Obras Civis e Benfeitorias .......... 1.887.083 (1.357.385) 529.698 525.946 538.122 Máquinas e Equipamentos ............................... 6.652.124 (4.686.709) 1.965.415 2.198.620 2.471.193 Veículos ........................................................... 3.243 (2.775) 468 524 2.730 Móveis e Utensílios ......................................... 5.426 (5.225) 201 302 396 – Transmissão ....................................................... 42.337 – 42.337 – – Edifi cações, Obras Civis e Benfeitorias .......... 42.274 – 42.274 – – Móveis e Utensílios ......................................... 63 – 63 – –

– Administração ................................................... 83.957 (52.432) 31.485 35.361 53.890 Terrenos ........................................................... 63 – 63 664 4.680 Edifi cações, Obras Civis e Benfeitorias .......... 22.282 (13.831) 8.451 13.439 18.468 Máquinas e Equipamentos ............................... 43.329 (29.801) 13.528 16.638 17.421 Veículos ........................................................... 13.166 (3.933) 9.233 1.013 1.567 Móveis e Utensílios ......................................... 5.117 (4.907) 210 3.607 11.754

– Atividade não Vinculada ................................... 1.074.043 (169.636) 904.407 930.993 890.233 Terrenos ........................................................... 51.432 51.432 51.432 50.141 Reservatórios, Barragem e Adutoras ............... 307.255 (43.556) 263.699 270.569 220.521 Edifi cações, Obras Civis e Benfeitorias .......... 201.665 (32.082) 169.583 172.573 190.783 Máquinas e Equipamentos ............................... 512.478 (93.465) 419.013 435.819 428.105 Veículos ........................................................... 60 (45) 15 21 15 Móveis e Utensílios ......................................... 1.153 (488) 665 579 688

– Telecomunicações ............................................. 421.904 (169.937) 251.967 198.513 183.549 Terrenos ........................................................... 82 82 70 70 Edifi cações, Obras Civis e Benfeitorias .......... 107.871 (38.436) 69.435 46 47 Máquinas e Equipamentos ............................... 313.000 (130.810) 182.190 198.317 183.314 Móveis e Utensílios ......................................... 951 (691) 260 80 118

Em Curso ............................................................. 1.158.765 - 1.158.765 1.303.267 650.167– Geração .............................................................. 944.604 - 944.604 1.103.993 371.191– Transmissão ....................................................... 122 - 122 59.107 – Administração ................................................... 14.555 - 14.591 91.736 72.230– Atividade não Vinculada (1) .............................. 187.058 - 187.058 2.244 160.096– Telecomunicações ............................................. 12.426 - 12.426 25.365 27.747

Imobilizado Líquido - Controladora ................. 19.272.267 (11.043.754) 8.228.513 8.302.923 8.039.089

20102009

Reclassifi cado01/01/2009

Reclassifi cado

ControladoraCusto

HistóricoDepreciação Acumulada

Valor Líquido

Valor Líquido

Valor Líquido

A movimentação do ativo imobilizado e como segue:

7.010.067 303.181 (60.106) (446.142) 262.749 7.057.766Terrenos ......................................................... 282.079 381 (1) − 5.353 287.812Reservatórios, Barragens e Adutoras ............ 3.117.402 15.396 (11.436) (156.653) 47.887 3.012.595Edifi cações, Obras Civis e Benfeitorias ........ 663.838 80.748 (5.857) (50.401) 15.579 703.907Máquinas e Equipamentos ............................ 2.943.664 (134.091) (42.500) (234.777) 187.091 3.031.287Veículos ......................................................... (180) 10.720 (190) (2.071) 190 8.470Móveis e Utensílios ....................................... 3.264 6.144 (123) (2.240) 6.649 13.694Em Curso ..................................................... 1.292.856 189.792 − − − 1.158.765Imobilizado Líquido - Consolidado .............. 8.302.923 169.090 (60.106) (446.142) 262.749 8.228.513

ConsolidadoSaldo em

31/12/2009Adição

Transferêrencias Baixa DepreciaçãoAjuste Light

Saldo em 31/12/2010

A Companhia não identifi cou indícios de perda do valor recuperável de seus ativos imobilizados. Os contratos de concessão prevêem que ao fi nal do prazo de cada concessão o Poder Concedente determinará o valor a ser indenizado à Companhia, de forma que a Administração entende que o valor contábil do imobilizado não depreciado ao fi nal da concessão será reembolsável pelo Poder Concedente.

A ANEEL, em conformidade ao marco regulatório brasileiro, é responsável por estabelecer a vida útil econômica dos ativos de geração e transmissão do setor elétrico, com revisões períodicas nas estimativas. As taxas estabelecidas pela Agência são utili-zadas nos processos de revisão tarifária, cálculo de indenização ao fi nal da concessão e são reconhecidas como uma estimativa razoável da vida útil dos ativos da concessão. Dessa forma, essas taxas foram utilizadas como base para amortização do Ativo Imobilizado.

As taxas médias anuais de depreciação dos negócios das controladas em 31 de dezembro de 2010 são as seguintes:

Hidrelétricas ........................................................................................................................................................................ 2,49% Termelétricas ....................................................................................................................................................................... 3,98% Administração e outras ........................................................................................................................................................ 12,69% Telecomunicações ............................................................................................................................................................... 6,72%

Geração



Consórcios

A Companhia participa em consórcios de concessões de geração de energia elétrica, para os quais não foram constituídas empresas com característica jurídica independente para administrar o objeto da referida concessão, sendo mantidos os controles no Ativo Imobilizado, Atividade Não Vinculada, conforme Despacho ANEEL nº 3.467, de 18 de Setembro de 2008, da parcela específi ca equivalente aos investimentos efetuados, conforme segue:

Em serviço Usina de Porto Estrela .................................. 33,33% 2,48 38.627 38.625 38.625 Usina Igarapava ............................................ 14,50% 2,58 55.554 55.554 55.554 Usina de Funil .............................................. 49,00% 2,64 182.360 182.360 181.402 Usina de Queimado ...................................... 82,50% 2,45 206.729 206.724 193.599 Usina de Aimorés ......................................... 49,00% 2,62 549.537 549.538 543.684 Consórcio Capim Branco Energia S.A. ........ 21,05% 2,50 56.240 51.022 51.022 Depreciação acumulada ............................... (171.321) (142.237) (114.506)Total em operação .......................................... 867.504 894.686 901.206

Em curso Usina de Queimado ...................................... 82,50% 1.579 – 13.125 Usina de Funil .............................................. 49,00% 648 739 755 Usina de Aimorés ......................................... 49,00% 1.187 759 5.853 Usina Igarapava ............................................ 14,50% 1.171 – – Usina Porto Estrela ....................................... 33,33% 156 – – Consórcio Capim Branco Energia S.A. ........ 21,05% 1.264 946 3.821Total em construção ....................................... 4.741 1.498 19.733

Usina de Baguari - em construção .............. 34,00% 181.416 178.960 140.363

Total de Consórcios - Consolidado ............. 1.053.661 1.075.144 1.061.302

Participação na energia gerada

Taxa Média Anual de Depreciação % 2010 2009 01/01/2009

A depreciação dos bens integrantes do ativo imobilizado dos consórcios é calculada pelo método linear, também com base em taxas estabelecidas pela ANEEL.

A Companhia transferiu em 2008 a sua participação na usina de Baguari para a controlada em conjunto Baguari Energia S.A. e a ANEEL aprovou a transferência da concessão em 02 de fevereiro de 2010.

A participação dos demais consorciados na energia gerada nos empreendimentos é como segue:

Usina de Porto Estrela ........................... Companhia de Tecidos Nortes de Minas Gerais – COTEMINAS 33,34 VALE S.A. 33,33

Usina Igarapava .................................... VALE S.A. 38,15 Companhia Mineira de Metais – CMN 23,93 Companhia Siderúrgica Nacional – CSN 17,92 Mineração Morro Velho – MMV 5,50

Usina de Funil ....................................... VALE S.A. 51,00

Usina de Queimado ............................... Companhia Energética de Brasília 17,50

Usina de Aimorés .................................. VALE S.A. 51,00

Usina de Baguari ................................... Furnas Centrais Elétricas S.A. 15,00 Baguari I Geração de Energia Elétrica S.A. 51,00

Usinas Amador Aguiar I e II ................. Vale S.A. 48,43 Comercial e Agrícola Paineiras Ltda 17,89 Companhia Mineira de Metais – CMM 12,63

Consórcios Demais Acionistas Participação (%)

Custo Atribuído dos Ativos de Geração

Conforme mencionado na nota explicativa nº 2, item 2.7.b, a Companhia, em atendimento a Interpretação Técnica ICPC 01 – Ativo Imobilizado, contratou empresa especializada para avaliação dos seus ativos de geração, com a defi nição do seu valor justo pelo custo de reposição. Não foi alterada a vida útil dos ativos, tendo em vista que são estimadas e defi nidas pela ANEEL, que refl etem a vida útil estimada para os ativos.

A nova avaliação dos ativos de geração implicou em um aumento no valor desses ativos, com o registro em conta específi ca do Patri-mônio Líquido de cada uma das controladas em conta denominada “Ajustes de avaliação patrimonial”, com o ajuste também refl exo no Patrimônio líquido da Companhia.

Segue abaixo tabela como o resumo dos impactos decorrentes do custo atribuído aos ativos de geração na adoção inicial:

Intangível .......................................... 19.205 (16.683) 2.522 31.057 (28.271) 2.786 Terrenos ............................................ 202.182 – 202.182 359.479 – 359.479 Reservatórios, Barragens e Adutoras ......................................... 3.859.044 (1.447.272) 2.411.772 7.478.875 (4.497.853) 2.981.022 Edifi cações, Obras Civis e Benfeitorias ..................................... 917.505 (373.445) 544.060 1.994.630 (1.324.357) 670.273 Máquinas e Equipamentos ............... 2.268.914 (1.251.672) 1.017.242 6.961.853 (4.581.705) 2.380.148 Veículos ............................................ 6.477 (4.630) 1.847 10.165 (8.121) 2.044 Móveis e Utensílios .......................... 5.299 (4.839) 460 11.072 (10.484) 588

Imobilizado Líquido .......................... 7.278.626 (3.098.541) 4.180.085 16.847.131 (10.450.791) 6.396.340

Controladora

Valores Contábeis na Adoção Inicial em 01/01/2009

Valor Atribuído na Adoção Inicial em 01/01/2009

Custo Depreciação Valor líquido Custo Depreciação Valor líquido

Conforme observado na tabela acima, a diferença entre o valor líquido decorrente da nova avaliação dos ativos na adoção inicial em relação ao valor contábil na mesma data foi de R$2.214.254, sendo os efeitos registrados em contrapartida a conta específi ca do Patri-mônio Líquido denominada “Ajustes de Avaliação Patrimonial”.

Em função desse aumento no valor dos ativos, ocorreu um aumento na despesa com depreciação no resultado dos exercícios de 2009 e 2010, nos valores de R$230.970 e R$203.289, respectivamente.

15. INTANGÍVEL

Controladora

2010 2009 1/1/2009Custo

HistóricoAmortização Acumulada

Valor Residual

Valor Residual

Valor Residual

Em Serviço ................................................................... 13.323 (12.490) 833 873 2.056

Com Vida Útil Defi nida .............................................. 13.323 (12.490) 833 873 2.056 – Direito de uso de softwares ....................................... 3.808 (2.978) 830 30 93 – Marcas e Patentes ...................................................... 5 (2) 3 4 5 – Direito Exploração de Concessão – Cemig Telecom SA ................................................... 9.510 (9.510) − 839 1.958

Em Curso ..................................................................... 5 − 5 671 487 – Ativos em formação .................................................. 5 − 5 671 487Intangível Líquido - Controladora ............................ 13.328 (12.490) 838 1.544 2.543

Consolidado 2009 Adições Baixa Amortização Outros

Servidão ................................................... 63.704 (2.245) 61.459 20.006 11.401Concessão onerosa ................................... 32.034 (7.698) 24.336 25.329 25.023Ativos da concessão ................................. 4.229.752 − 4.229.752 3.479.110 3.825.891Ativos em formação ................................. 3.239 − 3.239 14.081 13.896Outros ....................................................... 641.503 (156.602) 484.901 166.741 74.177 4.970.232 (166.545) 4.803.687 3.705.267 3.950.388

A movimentação do Ativo Intangível em 2009 é como segue:

01/01/2009 Adição Baixa Amortização Outros 2009

Servidão .................................................... 11.401 8.605 − − − 20.006 Concessão onerosa .................................... 25.023 306 − − − 25.329 Ativos da concessão .................................. 3.827.849 657.886 (883) (439.882) (432.671) 3.612.299 Ativos em formação .................................. 13.896 185 − − − 14.081 Outros ........................................................ 72.219 457 − (39.124) − 33.552 3.950.388 667.439 (883) (479.006) (432.671) 3.705.267


2009 Adições Baixa Amortização Outros 2010

Servidão .................................................... 20.006 41.453 − − − 61.459 Concessão onerosa .................................... 25.329 − (993) − − 24.336 Ativos da concessão .................................. 3.612.299 1.586.147 (33.881) (479.244) − 4.685.321 Ativos em formação .................................. 14.081 − − − (10.842) 3.239 Outros ........................................................ 33.552 − − (4.220) − 29.332 3.705.267 1.627.600 (34.874) (483.464) (10.842) 4.803.687

Os ativos intangíveis Direito de Uso de Softwares, Marcas e Patentes, Servidão Temporária e outros são amortizáveis pelo método linear e as taxas utilizadas são as defi nidas pela ANEEL. A taxa de amortização média anual foi de 20,00%.

A Companhia não identifi cou indícios de perda do valor recuperável de seus ativos intangíveis, que são de vida útil defi nida, e vem sendo amortizados pelo prazo de concessão ou pelos prazos defi nidos na ReN ANEEL nº 367/09.

16. FORNECEDORES

Suprimento e Transporte de Energia Elétrica - Eletrobrás - Energia de Itaipu .......................................................................... 150.953 148.645 197.130 Furnas .............................................................................................................. 30.555 55.540 68.366 CCEE ............................................................................................................... 127.089 36.276 108.038 Outros .............................................................................................................. 403.716 277.899 212.364 712.313 518.360 585.898Materiais e Serviços ............................................................................................ 408.696 333.835 305.923 1.121.009 852.195 891.821

ConsolidadoIFRS

2010 2009 01/01/2009

17. IMPOSTOS, TAXAS E CONTRIBUIÇÕES

Circulante ICMS ................................................................. 277.202 293.189 284.939 18.095 18.091 18.092 COFINS ............................................................. 65.803 60.083 78.050 9.947 9.931 9.377 PASEP ............................................................... 10.738 16.717 14.079 2.159 2.156 2.036 INSS .................................................................. 23.267 19.397 18.014 1.887 1.522 1.434 Outros ................................................................ 26.523 30.105 24.483 748 1.138 1.051 403.533 419.491 419.565 32.836 32.838 31.990

Não Circulante COFINS ............................................................. 530.638 267.493 83.965 − − − PASEP ............................................................... 115.189 58.075 31.527 − − − Outros ................................................................ 46.976 977 7.240 − − − 692.803 326.545 122.732 − − −

ConsolidadoIFRS

ControladoraBRGAAP

a) 2010 2009 01/01/2009 2010 2009 01/01/2009

Circulante Imposto de Renda ............................................................................................ 111.713 91.548 91.111 Contribuição Social ......................................................................................... 25.322 35.560 22.924 137.035 127.108 114.035Não Circulante Obrigações Diferidas Imposto de Renda ............................................................................................ 712.254 737.398 788.830 Contribuição Social ......................................................................................... 353.145 251.233 257.625 COFINS ........................................................................................................... − 68 312 PASEP ............................................................................................................... − 14 65 1.065.399 988.713 1.046.832

ConsolidadoIFRS

b) 2010 2009 01/01/2009

As Obrigações, do Não Circulante, de PASEP/COFINS, referem-se ao questionamento judicial da constitucionalidade da inclusão do ICMS na base de cálculo desses impostos, sendo requerida, inclusive, a compensação dos valores recolhidos nos últimos 10 anos.A Companhia e suas Controladas Cemig D e Cemig GT obtiveram liminar para não efetuar o recolhimento e autorização para o depósito judicial a partir de 2008.

As Obrigações Diferidas, do Não Circulante, de Imposto de Renda e Contribuição Social referem-se, em sua maior parte, ao efeito fi scal decorrente do custo atribuído aos ativos de geração na adoção inicial da ICPC 10, conforme nota explicativa 2.7 (b).



18. EMPRÉSTIMOS, FINANCIAMENTOS E DEBÊNTURES

FINANCIADORESVencimento

Principal

Encargos Financeiros anuais (%) Moedas

Consolidado2010 2009 01/01/2009

CirculanteNão

Circulante Total Total Total

MOEDA ESTRANGEIRAABN AMRO Real S.A. (3) ... 2013 6 US$ 20.942 41.655 62.597 87.205 117.025ABN AMRO Real S.A. (4) ... 2009 6,35 US$ − − − − 17.391Banco do Brasil – A. – Bônus Diversos (1) .............. 2024 Diversas US$ 8.797 42.238 51.035 66.775 93.868Banco do Brasil S.A. (5) ....... 2009 3,9 JPY − − − − 100.160BNP Paribas .......................... 2012 5,89 EURO 2.568 1.241 3.809 7.146 12.919BNP Paribas .......................... 2010 Libor + 1,875 US$ 10.169 41.235KFW ..................................... 2016 4,5 EURO 1.470 7.347 8.817 11.577 17.087UNIBANCO S.A (6) ............. 2009 6,5 US$ − − − − 11.044UNIBANCO S.A (7) ............. 2009 5,5 US$ − − − − 4.796UNIBANCO S.A (8) ............. 2009 5 US$ − − − − 20.141Tesouro Nacional (10) .......... 2024 Libor + Spread US$ 3.451 15.963 19.414 13.010 39.909Santander do Brasil S.A. (13).. 2009 7 US$ − − − 9.583 6.118Banco do Brasil S.A. ( 13) .... 2009 8,66 US$ − − − 2.429 3.217Banco Inter Americano del Desarrollo (13) .............. 2026 4,2 US$ 1.154 32.719 33.873 31.583 43.018Outros .................................... 2025 Diversas Diversas 8.273 3.449 11.722 11.789 18.946Dívida em Moeda Estrangeira ........................ 46.655 144.612 191.267 251.266 546.874MOEDA NACIONAL ......... Banco Credit Suisse First Boston S.A. ........................ 2010 106,00 do CDI R$ − − − 75.156 75.241Banco do Brasil S.A. ............ 2012 109,8 do CDI R$ 305.523 582.000 887.523 884.836 121.038Banco do Brasil S.A. ............ 2013 CDI + 1,70 R$ 30.425 54.638 85.063 112.767 114.321Banco do Brasil S.A. ............ 2013 107,60 do CDI R$ 9.276 126.000 135.276 133.978 137.596Banco do Brasil S.A. ............ 2014 104,10 do CDI R$ 23.789 1.200.000 1.223.789 1.219.007 1.229.705Banco do Brasil S.A. ............. 2013 10,83 R$ 36.953 593.541 630.494 − −Banco Itaú – BBA S.A .......... 2013 CDI + 1,70 R$ 84.620 150.432 235.052 311.459 316.213Banco Itaú – BBA S.A .......... 2014 CDI + 1,70 R$ 1.270 2.605 3.875 3.880 3.968Banco Votorantim S.A. ......... 2010 113,50 do CDI R$ − − − 54.427 54.456Banco Votorantim S.A. ......... 2013 CDI + 1,70 R$ 26.362 50.658 77.020 102.460 103.000BNDES ................................. 2026 TJLP+2,34 R$ 8.055 111.281 119.336 124.159 −Bradesco S.A. ........................ 2014 CDI + 1,70 R$ 1 1.365 1.366 1.821 2.079Bradesco S.A. ........................ 2013 CDI + 1,70 R$ 107.660 188.626 296.286 392.289 398.942Bradesco S.A. (23) ................ 2010 113,00 do CDI R$ − − − 2.742.383 −Bradesco S.A. ........................ 2011 105,50 do CDI R$ 350.890 − 350.890 − −Debêntures (12) ..................... 2009 CDI + 1,20 R$ − − − − 357.472Debêntures (12) ..................... 2011 104,00 do CDI R$ 243.038 − 243.038 242.181 243.950Debêntures – Governo do Estado de M.G. (12) (15) .... 2031 IGP−M R$ − 37.083 37.083 37.053 32.936Debêntures (12) ..................... 2014 IGP−M + 10,50 R$ 20.198 334.440 354.638 318.699 324.641Debêntures (12) ..................... 2017 IPCA + 7,96 R$ 1.720 470.613 472.333 445.946 427.784Debêntures ............................ 2012 CDI + 0,90 R$ 160.042 1.565.932 1.725.974 − −Debêntures ............................ 2015 IPCA + 7,68 R$ 87.431 1.197.429 1.284.860 − −ELETROBRÁS ..................... 2013 FINEL + 7,50 a 8,50 R$ 12.591 24.133 36.724 48.265 60.799ELETROBRÁS ..................... 2023 UFIR, RGR + 6,00 a 8,00 R$ 61.997 311.368 373.365 353.341 369.632Santander do Brasil S.A. ...... 2013 CDI + 1,70 R$ 20.805 39.836 60.641 80.656 81.119UNIBANCO S.A .................. 2009 CDI + 2,98 R$ − − − − 107.081UNIBANCO S.A .................. 2013 CDI + 1,70 R$ 86.236 154.643 240.879 318.878 322.636Banco do Nordeste do Brasil 2010 TR + 7,30 R$ − − − 37.851 104.950UNIBANCO S.A (2) ............. 2013 CDI + 1,70 R$ 22.709 36.794 59.503 78.547 80.328Itaú e Bradesco (9) ................ 2015 CDI + 1,70 R$ 172.138 718.379 890.517 951.006 990.280Banco de Desenvolvimento de Minas Gerais .................. 2025 10 R$ 689 8.401 9.090 9.731 10.372Banco do Brasil S.A. (14) ..... 2020 TJLP + 2,55 R$ 2.732 22.768 25.500 28.232 28.794UNIBANCO S.A (14) ........... 2020 TJLP + 2,55 R$ 712 5.748 6.460 7.152 4.062Debêntures I e IV (10) .......... 2010/2015 TJLP + 4,00 R$ 5 17 22 1.063 6.047Debêntures V (10) ................. 2014 CDI + 1,50 R$ 20.740 189.547 210.287 124.539 245.722Debêntures VI (10)................ 2011 115% do CDI R$ 78.642 − 78.642 38.890 −CCB Bradesco S.A (10) ........ 2017 CDI + 0,85 R$ 2.956 117.286 120.242 59.738 116.004ABN AMRO Real S.A. (10) . 2010 CDI + 0,95 R$ 690 20.851 21.541 10.765 20.980Banco Itaú – BBA S.A (16) ... 2022 TJLP + 4,55 R$ 485 4.789 5.274 6.769 3.454BNDES – FINEM (10) ......... 2019 TJLP R$ 34.386 155.300 189.686 71.554 108.266Banco Regional do Desenvol- vimento do Extremo (16) .... 2022 TJLP + 4,55 R$ 532 4.742 5.274 6.709 3.253UNIBANCO S.A (16) ........... 2022 TJLP + 4,55 R$ 163 1.599 1.762 2.261 1.323Unibanco S.A. (16) ............... 2022 IGPM + 9,85 R$ 388 3.049 3.437 4.364 2.239BNDES (17) .......................... 2033 TJLP + 2,40 R$ − 262.420 262.420 134.660 −Debêntures (17) ..................... 2013 IPCA R$ − 182.188 182.188 161.824 −BNDES – Repasse (17) ......... 2033 TJLP R$ − 316.159 316.159 108.562 −BNDES – Principal Subcrédito A/B/C/D (16) .... 2022 Diversas R$ 43.112 322.465 365.577 273.913 155.484BNDES (18) .......................... 2024 TJLP + 2,50 R$ 2.758 39.361 42.119 25.248 −CEF S.A (19) ......................... 2022 TJLP + 3,50 R$ 6.496 60.632 67.128 64.170 −CEF S.A (20) ......................... 2021 TJLP + 3,50 R$ 5.327 48.830 54.157 56.122 −CEF S.A (21) ......................... 2022 TJLP + 3,50 R$ 7.992 88.609 96.601 88.957 −BNDES (22) .......................... 2018 Diversas R$ 2.047 12.100 14.147 303.833 −Sindicato de Bancos (22) ...... 2010 CDI + 1,50 R$ 9.328 18.368 27.696 180.472 −CEF S.A (22) ......................... 2016 117,5 do CDI R$ 2.384 10.520 12.904 − DEBENTURES(22) .............. 2017 CDI+1,6 R$ 16.865 802.200 819.065 − BNDES (24) .......................... 2016 TJLP + 3,12 R$ 27.657 130.716 158.373 123.052 −BNDES (25)CEMIG TELECOM .............. 2017 Diversas R$ 786 47.753 48.539 − −Outros .................................... 2025 Diversas R$ 14.310 51.098 65.408 78.056 31.697Dívida em Moeda Nacional .. 2.155.911 10.879.312 13.035.223 11.041.681 6.797.864Total Geral Consolidado ..... 2.202.566 11.023.924 13.226.490 11.292.947 7.344.738

(1) As taxas de juros variam: 2,00 a 8,00 % ao ano; Libor semestral mais spread de 0,81 a 0,88% ao ano;(2) Empréstimo da controladora;(3) a (8) Foram contratados “swaps” com troca de taxa. Seguem as taxas dos empréstimos e fi nanciamentos considerando os swaps:(3) CDI + 1,50% a.a.; (4) CDI + 2,12% a.a.; (5) 111,00% do CDI; (6) CDI + 2,98% a.a.; (7) e (8) CDI + 3,01% a.a.;(9) Refere-se às quotas seniores dos fundos de direitos creditórios. Vide nota explicativa nº12;(10) Empréstimos, fi nanciamentos e debêntures da RME (Light);(11) Empréstimos e fi nanciamentos consolidados das empresas transmissoras adquiridas em agosto de 2006;(12) Debêntures Simples, não conversíveis em ações, sem garantia nem preferência, nominativa e escritural.(13) Financiamento da Transchile.(14) Financiamento de Cachoeirão;(15) Contratos ajustados a valor presente, conforme alterações da Lei das Sociedades Anônimas, Lei 11.638/07;(16) Empréstimos e fi nanciamentos consolidados do grupo TBE;(17) Empréstimo realizado pela controlada em conjunto Madeira Energia;(18) Empréstimo realizado pela controlada em conjunto Hidrelétrica Pipoca S.A;(19) Empréstimo realizado pela controlada em conjunto Praia de Morgado S.A;(20) Empréstimo realizado pela controlada em conjunto Praia de Parajuru S.a.;(21) Empréstimo realizado pela controlada em conjunto de VDR S.A;(22) Empréstimo realizado pela controlada TAESA;(23) 3ª Emissão de Nota Promissória da Cemig GT;(24) Empréstimo e fi nanciamento da GASMIG;(25) Empréstimo realizado pela CEMIG TELECOM - ATIVAS;

A composição consolidada dos Empréstimos, por moeda e indexador, com a respectiva amortização, é como segue:

2011 2012 2013 2014 2015 2016 20172018 em diante Total

MoedasDólar Norte-Americano .. 42.298 31.390 28.499 5.040 2.460 2.460 2.362 61.457 175.966Euro ................................. 4.037 2.710 1.470 1.469 1.470 1.470 − − 12.626UMBNDES (**) ............. 320 310 310 310 310 310 310 495 2.675 46.655 34.410 30.279 6.819 4.240 4.240 2.672 61.952 191.267IndexadoresÍndice de Preço ao Consu- midor Amplo - IPCA ..... 93.890 118.467 507.224 444.273 613.657 156.871 156.871 − 2.091.253Unidade Fiscal de Refe- rência - UFIR/RGR ....... 62.139 58.507 52.857 51.478 45.175 35.982 27.747 40.157 374.042Certifi cado Depósito Inter- bancário – CDI .............. 1.762.735 3.146.861 1.203.365 889.584 391.427 131.101 130.063 − 7.655.136Índice Interno da Eletro- brás – FINEL ................. 12.591 12.591 11.542 − − − − − 36.724URTJ (*) .......................... 144.195 152.011 149.733 162.427 151.192 119.039 87.158 714.604 1.680.359Índice Geral de Preços - Mercado - IGP-M .......... 23.177 3.926 3.923 338.302 2.525 1.852 1.780 46.995 422.480UMBNDES (**) ............. 16.087 21.616 21.898 21.720 21.483 17.015 7.955 5.718 133.492Outros (IGP-DI, INPC-TR) (***) ............ 4.240 473 439 817 4.437 200 200 200 11.006Sem Indexador ................ 36.857 (3.543) 596.806 − 611 − − − 630.731 2.155.911 3.510.909 2.547.787 1.908.601 1.230.507 462.060 411.774 807.674 13.035.223 2.202.566 3.545.319 2.578.066 1.915.420 1.234.747 466.300 414.446 869.626 13.226.490

(*) URTJ - Unidade de Referência de Taxa de Juros. (**) UMBNDES - Unidade Monetária do BNDES.(***) IGP-DI - Índice Geral de Preços de Disponibilidade Interna. INPC - Índice Nacional de Preços ao Consumidor.

A movimentação dos Empréstimos, Financiamentos e Debêntures é como segue:

Saldo em 01 de janeiro de 2009 .................................................................................................... 7.344.738 80.327Aquisição de Controladas em conjunto – saldo inicial ................................................................... 912.686 –Empréstimos e Financiamentos obtidos .......................................................................................... 4.310.504 –Variação monetária e cambial ......................................................................................................... (6.088) –Custos na obtenção de recursos ...................................................................................................... 798 –Custos a apropriar ........................................................................................................................... (1.322) –Encargos fi nanceiros provisionados ................................................................................................ 712.979 8.760Encargos fi nanceiros pagos ............................................................................................................. (688.040) (10.539)Capitalização ................................................................................................................................... 10.492 –Ajuste a Valor Presente ................................................................................................................... 6.765 –Amortização de fi nanciamentos ...................................................................................................... (1.015.502) –Eliminação dos Acionistas não controladores da Light em 2008 .................................................. (295.063) –Saldo em 31 de dezembro de 2009 ............................................................................................... 11.292.947 78.548Aquisição de Controladas em conjunto – saldo inicial ................................................................... 763.288 –Empréstimos e Financiamentos obtidos .......................................................................................... 5.464.054 350.000Variação monetária e cambial ......................................................................................................... 212.863 –Custos na obtenção de recursos ...................................................................................................... (22.569) –Amortização de custos na obtenção de recursos ............................................................................. 4.666 –Encargos fi nanceiros provisionados ................................................................................................ 1.104.613 7.986Encargos fi nanceiros pagos ............................................................................................................. (803.131) (7.744)Capitalização ................................................................................................................................... 2.168 Ajuste a Valor Presente ................................................................................................................... (16.920) Amortização de fi nanciamentos ...................................................................................................... (4.775.489) (18.397)Saldo em 31 de dezembro de 2010 ............................................................................................... 13.226.490 410.393


As captações de recursos no consolidado durante o exercício de 2010 estão demonstradas abaixo:

Moeda NacionalBanco Bradesco S.A. ..................................................................................... 2015 7,67% 1.162.222Banco Bradesco S.A. ..................................................................................... 2012 CDI + 0,90 1.586.059Financiadora de Estudos e Projetos FINEP ................................................... 2015 URTJ + 5,00 1.764Financiadora de Estudos e Projetos FINEP ................................................... 2018 URTJ + 8,00 5.271Hidrelétrica Pipoca ......................................................................................... 2011 IPCA 1.495Banco Santander S.A. .................................................................................... 2012 16,765% 345Debêntures ..................................................................................................... 2015 CDI + 1,30% 195.592Debêntures ..................................................................................................... 2015 IPCA+7,91¨% 144.568Brasnorte (CEF) ............................................................................................. 2016 117,5% DO CDI 14.250Debêntures ..................................................................................................... 2017 106,0% DO CDI 462.051Banco Itaú ...................................................................................................... 2010 130% cdi 34.545BNDES .......................................................................................................... 2024 TJLP 6% + 2,56% 69.409Pine ................................................................................................................ 2010 100% CDI + 0,40 2.450Banco ABC .................................................................................................... 2010 CDI + 3,6 % 490BNDES .......................................................................................................... 2019 4,5% 11.514BNDES .......................................................................................................... 2014 2,4% + TJLP 31.885Banco Amazônia FNO ................................................................................... 2015 10% 15.000BNDES .......................................................................................................... 2014 3,8% 78.618BNDES .......................................................................................................... 2015 2,4% + TJLP 81.850Banco Amazônia FNO ................................................................................... 2016 10% 15.000BNDES .......................................................................................................... 2015 3,8% 81.850Banco Itaú BBA ............................................................................................ 2010 101,2% do CDI 195.476BNDES ......................................................................................................... 2017 TJLP + 2,58% 25.701BNDES ......................................................................................................... 2017 TJLP + 3,58% 23.054BNDES ......................................................................................................... 2019 TJLP + 4,50% 18.254ABN Amro Banking ..................................................................................... 2014 0,95% do CDI 20.851BNDES ......................................................................................................... 2015 TJLP + 2,18% 65BNDES ......................................................................................................... 2015 TJLP + 4,50% 74BNDES ......................................................................................................... 2016 TJLP + 2,05% 1.658Banco Real ..................................................................................................... 2012 16,765% 111BNDES ......................................................................................................... 2015 4,5% 3.600BNDES ......................................................................................................... 2015 TJLP + 1,88% 4.090BID ................................................................................................................. 2026 4,2% 10.625BNDES ......................................................................................................... 2016 TJLP + 3,12 39.252BNDES Participações S.A. – BNDESPAR (1) .............................................. 2017 2,62% + TJLP 23.321BNDES Participações S.A. – BNDESPAR (2) .............................................. 2017 3,32% + TJLP 8.642BNDES Participações S.A. – BNDESPAR (3) .............................................. 2017 1,72% + TJLP 3.318BNDES Participações S.A. – BNDESPAR (4) .............................................. 2017 2,62% + TJLP 7.244BNDES Participações S.A. – BNDESPAR (5) .............................................. 2017 3,32% + TJLP 2.982BNDES Participações S.A. – BNDESPAR (6) .............................................. 2017 1,72% + TJLP 2.246BNDES .......................................................................................................... 2025 TJLP*2,15 8.908BNDES .......................................................................................................... 2025 TJLP*2,15 5.280Banco Itaú ...................................................................................................... 2010 130% cdi 13.853BNDES .......................................................................................................... 2024 TJLP 6% + 2,56% 27.835Pine ................................................................................................................ 2010 100% CDI + 0,40 983Banco ABC .................................................................................................... 2010 CDI + 3,6 % 197BNDES ......................................................................................................... 2019 4,5% 4.617Eletrobrás ....................................................................................................... 2016 7% 216Eletrobrás ....................................................................................................... 2015 7% 15.543Banco do Brasil S.A. ...................................................................................... 2013 10,826922% 230.000Banco do Brasil S.A. ...................................................................................... 2013 10,826922% 370.000Eletrobrás ....................................................................................................... 2020 6% 49.830Banco Bradesco S.A. ..................................................................................... 2011 105,5 do CDI 350.000 5.464.054

Empréstimos/FinanciadoresVencimento

PrincipalEncargos Financeiros

AnuaisValor

Captado



a) Cláusulas contratuais restritivas - “Covenants”

A CEMIG e suas controladas Cemig D e Cemig GT, possuem contratos de Empréstimos e Financiamentos, com Cláusulas Restritivas (“Covenants”), com exigibilidade de cumprimento semestrais, coincidentes com os últimos dias de cada semestre civil, 30 de junho e31 de dezembro. Em 31 de dezembro de 2010, algumas cláusulas não foram atendidas. Para tanto, a Companhia obteve dos seus credores, de forma antecipada a data mencionada, o consentimento de não exercerem seus direitos de exigirem o pagamento imediato ou antecipado dos montantes devidos até 31 de dezembro de 2011.

Em 31 de dezembro de 2009, a Companhia não atendeu a determinadas cláusulas restritivas mencionadas acima, sendo obtido o consen-timento dos credores durante o ano de 2010. Dessa forma, os contratos cujas cláusulas não foram atendidas estão reconhecidas no circu-lante em 2009 e reclassifi cados para o não circulante em 2010.

As cláusulas restritivas de contratos de empréstimos e fi nanciamentos das demais controladas e controladas em conjunto foram integral-mente atendidas em 31 de dezembro de 2010 e 2009.

As principais cláusulas restritivas são como segue:

Dívida/EBITDA; ................................................................................................................................................ Menor ou igual a 2,5Dívida/EBITDA; ................................................................................................................................................ Menor ou igual a 3,36Dívida Líquida/EBITDA .................................................................................................................................... Menor ou igual a 3,25Dívida Circulante/EBITDA ............................................................................................................................... Menor ou igual a 90%Dívida/Patrimônio Líquido + Dívida ................................................................................................................. Menor ou igual a 53%EBITDA/Encargos Dívidas................................................................................................................................ Maior ou igual a 2,8EBITDA/Juros ................................................................................................................................................... Maior ou igual a 3,0EBITDA/Resultado Financeiro .......................................................................................................................... Maior ou igual a 2,0Investimento/EBITDA ....................................................................................................................................... Menor ou igual a 60%

Descrição da Cláusula Restritiva Índice Requerido

Dívida Líquida = Dívida total menos saldo de caixa e menos títulos negociáveisEBITDA = Lucro antes dos juros, impostos (sobre o lucro), depreciações e amortizações. Em alguns contratos são estabelecidos crité-rios específi cos de cálculo do EBITDA, com algumas variações em relação a fórmula mencionada.

Das cláusulas restritivas acima mencionadas, uma delas não foi atendida, conforme abaixo:

Cemig DistribuiçãoDívida / (Patrimônio Líquido + Dívida) ..... Menor ou igual a 53% 56,18%

Descrição da Cláusula Restritiva Índice Requerido Posição em 31/12/2010

b) Debêntures

As Debêntures de emissão das controladas e controladas em conjunto são do tipo “simples”, não conversíveis em ações.

19. ENCARGOS REGULATÓRIOS

Reserva Global de Reversão - RGR ................................................................... 46.086 36.716 34.385Quota para Conta de Consumo de Combustível - CCC ..................................... 51.438 12.341 47.884Conta de Desenvolvimento Energético - CDE .................................................. 35.264 36.306 33.927Empréstimo Compulsório - Eletrobrás .............................................................. 1.210 1.207 1.207Taxa de Fiscalização da ANEEL ........................................................................ 3.764 3.703 3.495Efi ciência Energética.......................................................................................... 157.488 185.857 171.760Pesquisa e Desenvolvimento .............................................................................. 196.191 175.209 145.898Pesquisa Expansão Sistema Energético ............................................................. 3.847 2.731 20.696Fundo Nacional de Desenvolvimento Científi co Tecnológico .......................... 7.704 6.838 41.182Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica - PROINFA 17.755 15.629 8.922Encargo de Capacidade Emergencial ................................................................. 3.022 – –Adicional 0,30% - Lei 12.111/09 ....................................................................... 3.127 – – 526.896 476.537 509.356

Passivo Circulante .............................................................................................. 384.415 324.234 488.835Passivo Não Circulante ...................................................................................... 142.481 152.303 20.521

Consolidado2010 2009 01/01/2009

20. OBRIGAÇÕES PÓS-EMPREGO

Fundo de Pensão Forluz

A CEMIG é patrocinadora da Fundação Forluminas de Seguridade Social – FORLUZ, pessoa jurídica sem fi ns lucrativos, com oobjetivo de propiciar aos seus associados e participantes e aos seus dependentes complementação de aposentadoria e pensão, em confor-midade ao plano previdenciário a que estiverem vinculados.

As obrigações atuariais e ativos dos planos em 31 de dezembro de 2004 foram segregados entre a CEMIG, Cemig GT e Cemig D em função da alocação dos empregados em cada uma dessas empresas.

A FORLUZ disponibiliza aos seus participantes os seguintes planos de benefícios de suplementação de aposentadoria:

Plano Misto de Benefícios Previdenciários (Plano B) – Plano de contribuição defi nida na fase de acumulação de recursos para benefí-cios de aposentadoria por tempo normal e benefício defi nido para cobertura de invalidez e morte de participante ativo, bem como no recebimento dos benefícios por tempo de contribuição. A contribuição das Patrocinadoras é paritária às contribuições básicas mensais dos participantes, sendo o único plano aberto a novas adesões de participantes.

A contribuição das Patrocinadoras para este plano é de 27,52% para a parcela com característica de benefício defi nido, referente a cobertura de invalidez e morte de participante ativo, sendo utilizada para amortização das obrigações defi nidas através de cálculo atua-rial. Os 72,48% restantes, referentes à parcela do plano com característica de contribuição defi nida, destinam-se as contas nominais dos participantes e são reconhecidos no resultado do exercício em conformidade aos pagamentos feitos pelas patrocinadoras, na rubrica de Despesa com Pessoal.

Plano Saldado de Benefícios Previdenciários (“Plano A”) – Inclui todos os participantes ativos e assistidos que optaram migrar do antigo plano de Benefício Defi nido, fazendo jus a um benefício proporcional saldado. No caso dos ativos, esse benefício foi diferido para a data da aposentadoria.

A CEMIG, Cemig Geração e Transmissão e Cemig Distribuição mantêm ainda, de modo independente aos planos disponibilizados pela FORLUZ, pagamentos de parte do prêmio de seguro de vida para os aposentados e contribuem para um plano de saúde e um plano odontológico para os empregados, aposentados e dependentes, administrados pela FORLUZ.

Separação do Plano de Saúde

Em 26 de agosto de 2008, o Conselho Deliberativo da Forluz, em cumprimento às determinações da SPC, deliberou a transferência da gestão do Plano de Saúde Integrado – PSI – para outra entidade a ser criada com essa fi nalidade. A decisão foi motivada pelo enten-dimento do SPC quanto à impossibilidade da manutenção dos participantes no plano de saúde não inscritos concomitantemente nos planos previdenciários. Visando resguardar os interesses de seus participantes, além de cumprir a exigência da SPC, a Forluz optou pela separação das atividades, mantendo os atuais planos odontológico e previdenciário nesta entidade. Em 2010 foi concluído o processo de separação do plano de saúde, sendo criada a empresa “Cemig Saúde” e mantidos todos os benefícios e coberturas existentes.

Amortização das Obrigações Atuariais e Reconhecimento nas Demonstrações Contábeis

A Companhia demonstra nesta Nota Explicativa o passivo e as despesas em conexão com o Plano de Complementação de Aposenta-doria, Plano de Saúde, Plano Odontológico e Seguro de Vida de acordo com os termos do Pronunciamento Técnico CPC 33 (Benefícios a empregados) e laudo preparado por atuários independentes com base em 31 de dezembro de 2010.

Em função do pronunciamento mencionado, os ganhos e perdas atuariais acumulados até 31.12.2008 foram integralmente reconhecidos contra o Patrimônio Líquido. Vide maiores detalhes na nota explicativa nº 2.

Foi reconhecida pela Companhia uma obrigação a pagar referente a défi cits atuariais passados relacionados ao fundo de pensão no montante de R$868.178 em 31 de dezembro de 2010 (R$903.516 em 31 de dezembro de 2009). Esse valor foi reconhecido como obri-gação a pagar pela CEMIG e suas controladas e está sendo amortizada até junho de 2024, através de prestações mensais calculadas pelo sistema de prestações constantes (Tabela Price). Após o 3º Aditivo ao Contrato da FORLUZ, os valores passaram a ser reajustados

apenas pelo Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo – IPCA do Instituto Brasileiro de Geografi a e Estatística – IBGE, acres-cido de 6% ao ano.

Portanto, nos casos de obrigações com aposentadorias, o passivo reconhecido no balanço patrimonial é a dívida pactuada com a fundação para amortização das obrigações atuariais, mencionada anteriormente, tendo em vista que é superior ao passivo com fundo de pensão constante do laudo do atuário. Como essa dívida deverá ser paga mesmo em caso de superávit da Fundação, a Companhia decidiu pelo registro integral da dívida contra patrimônio líquido na data de transição, estando os impactos referentes à atualização monetária e juros registrados no resultado fi nanceiro.

Fundo de Pensão BRASLIGHT

A Light é patrocinadora da Fundação de Seguridade Social – BRASLIGHT, entidade fechada de previdência complementar, sem fi ns lucrativos, cuja fi nalidade é garantir renda de aposentadoria aos empregados da Controladora em conjunto vinculados à BRASLIGHT e de pensão aos seus dependentes.

A BRASLIGHT foi instituída em abril de 1974, e possui três planos – A, B e C – implantados em 1975, 1984 e 1998 respectivamente, tendo o plano C recebido migração de cerca de 96% dos participantes ativos dos demais planos.

Nos planos A e B, os benefícios são do tipo defi nido. No plano C, que é do tipo misto, os benefícios programáveis (aposentadoria não decorrente de invalidez e respectiva reversão em pensão), durante a fase de capitalização, são do tipo contribuição defi nida, sem qual-quer vinculação ao INSS, e os benefícios de risco (auxílio doença, aposentadoria por invalidez e pensão por morte de participante ativo, inválido e em auxílio doença), bem como os de renda continuada, uma vez concedidos, são do tipo defi nido.

Em 02 de outubro de 2001 a SPC aprovou contrato para o equacionamento do défi cit técnico e refi nanciamento das reservas a amortizar relativamente aos planos de pensão da BRASLIGHT, integralmente registradas, e que está sendo pago em 300 parcelas mensais a partir de julho de 2001, atualizadas pela variação do IGP-DI e juros de 6,00% ao ano, totalizando R$1.016.185 em 31 de dezembro de 2010 (R$956.430 em 31 de dezembro de 2009). O efeito no consolidado da Controlada em conjunto em 31 de dezembro de 2010 é da parcela correspondente a 26,06% deste valor conforme consolidação proporcional (13,03% em 2009).

O passivo e as despesas reconhecidas pela Light em conexão com o Plano de Suplementação de Aposentadoria são ajustados de acordo com os termos do Pronunciamento Técnico CPC 33 (Benefícios a empregados) e laudo preparado por atuários independentes. A avaliação atuarial foi realizada sobre a data base de 31 de dezembro de 2010.

Informações atuariais

As informações atuariais consolidadas da Controladora e das controladas Cemig GT e Cemig D são conforme abaixo, sendo que nas Demonstrações Contábeis encontra-se registrado o valor adicional referente à Light, conforme mencionado acima:

Valor Presente das Obrigações fundeadas ............................. 5.849.822 531.646 24.456 394.767Valor Justo dos Ativos do Plano............................................ (5.410.704) – – –Valor presente de obrigações não fundeadas ........................ 439.118 531.646 24.456 394.767Ganhos (Perdas) Atuariais Não Reconhecidos ..................... 319.884 13.989 3.743 12.266Passivo Líquido .................................................................... 759.002 545.635 28.199 407.034Complemento referente dívida com a Forluz ........................ (144.514) – – –Passivo Líquido no Balanço Patrimonial .............................. 903.516 545.635 28.199 407.034

2009

Plano de Pensão e Suplemen tação de Aposentadoria Plano de Saúde

Plano Odontológico Seguro de Vida

Valor Presente das Obrigações fundeadas ............................. 6.656.772 574.778 17.018 466.303Valor Justo dos Ativos do Plano............................................ (6.540.232) – – –Valor presente de obrigações não fundeadas ........................ 116.540 574.778 17.018 466.303Ganhos (Perdas) Atuariais Não Reconhecidos ..................... 519.426 (21.109) 13.114 (22.304)Passivo Líquido .................................................................... 635.966 553.669 30.132 443.999Complemento referente dívida com a Forluz ........................ 232.212 – – –Passivo Líquido no Balanço Patrimonial .............................. 868.178 553.669 30.132 443.999

2010



Conforme mencionado anteriormente, a Companhia registra uma obrigação adicional correspondente à diferença entre a obrigação com suplementação de aposentadoria informada no laudo atuarial e a dívida pactuada com a Fundação.

Os ganhos e perdas atuariais não reconhecidos que excederam a 10,00% do total das obrigações com benefícios pós-emprego vem reco-nhecido no resultado em aproximadamente 11 anos (tempo médio de serviço futuro dos atuais participantes ativos) desde 2009.

As mudanças no valor presente da obrigação de benefício defi nido são as seguintes:

Obrigação de benefício defi nido em 31.12.2008 .................. 5.572.277 523.040 26.041 373.343Custo do Serviço Corrente .................................................... 5.026 5.606 257 5.298Juros Sobre a Obrigação Atuarial ......................................... 549.028 52.210 2.630 37.678Perdas (Ganhos) Atuariais Reconhecidas ............................. 122.012 (13.989) (3.743) (12.266)Benefícios pagos ................................................................... (398.521) (35.221) (729) (9.286)Obrigação de benefício defi nido em 31.12.2009 .................. 5.849.822 531.646 24.456 394.767Custo do Serviço Corrente .................................................... 5.243 4.978 203 5.559Juros Sobre a Obrigação Atuarial ......................................... 604.599 55.603 2.592 41.897Perdas (Ganhos) Atuariais Reconhecidas ............................. 645.657 36.519 (9.514) 34.333Benefícios pagos ................................................................... (448.549) (53.968) (719) (10.253)Obrigação de benefício defi nido em 31.12.2010 ............... 6.656.772 574.778 17.018 466.303



As mudanças no valor justo dos ativos do plano são as seguintes:

Valor justo dos ativos do plano em 31.12.2008 .............................................................................. 4.654.518Retorno Esperado ............................................................................................................................ 557.871Perdas (Ganhos) Atuariais Reconhecidas ....................................................................................... 441.896Contribuições do Empregador ........................................................................................................ 154.940Benefícios pagos ............................................................................................................................. (398.521)Valor justo dos ativos do plano em 31.12.2009 .............................................................................. 5.410.704Retorno Esperado ............................................................................................................................ 1.441.729Contribuições do Empregador ........................................................................................................ 136.348Benefícios pagos ............................................................................................................................. (448.549)Valor justo dos ativos do plano em 31.12.2010 ........................................................................... 6.540.232

Plano de Pensão e Suplementação de Aposentadoria

Os valores reconhecidos na demonstração de resultado de 2009 são como segue:

Custo do Serviço Corrente ....................................................... 5.026 5.606 257 5.298Juros Sobre a Obrigação Atuarial ............................................ 549.028 52.210 2.630 37.679Rendimento Esperado Sobre os Ativos do Plano ..................... 557.871 – –Perdas (Ganhos) Atuariais Reconhecidas ................................ – – –Despesa em 2010 conforme laudo atuarial .............................. (3.817) 57.816 2.887 42.977Ajuste referente dívida com a Forluz ....................................... 104.369 – – –Despesa em 2009 ..................................................................... 100.552 57.816 2.887 42.977

Forluz Plano de SaúdePlano

Odontológico Seguro de Vida




Custo do Serviço Corrente ....................................................... 5.243 4.978 203 5.559Juros Sobre a Obrigação Atuarial ............................................ 604.599 55.603 2.592 41.897Rendimento Esperado Sobre os Ativos do Plano ..................... (596.530) – – –Perdas (Ganhos) Atuariais Reconhecidas ................................ – 1.421 (143) (238)Despesa em 2010 conforme laudo atuarial .............................. 13.312 62.002 2.652 47.218Ajuste referente dívida com a Forluz ....................................... 87.698 Despesa em 2010 ..................................................................... 101.010 62.002 2.652 47.218

Forluz Plano de SaúdePlano


As movimentações ocorridas no passivo líquido são as seguintes:

Passivo Líquido em 31 de dezembro de 2009 ...................... 46.725 23.709 1.224 19.557Despesa Reconhecida no Resultado ...................................... 5.787 2.525 132 2.170Contribuições Pagas .............................................................. (7.883) (1.881) (38) (482)Passivo Líquido em 31 de dezembro de 2009 ...................... 44.629 24.353 1.318 21.245Despesa Reconhecida no Resultado ...................................... 4.983 6.436 277 2.940Contribuições Pagas .............................................................. (6.807) (2.760) (40) (522)Passivo Líquido em 31 de dezembro de 2010 ................... 42.805 28.029 1.555 23.663

Controladora

Planos de Pensão e Suplementação de Aposentadoria

FORLUZ Plano de SaúdePlano


Passivo Líquido em 31 de dezembro de 2008 ..................... 957.904 523.040 26.041 373.343Despesa Reconhecida no Resultado ...................................... 100.552 57.816 2.887 42.977Contribuições Pagas .............................................................. (154.940) (35.221) (729) (9.286)Passivo Líquido em 31 de dezembro de 2009 ..................... 903.516 545.635 28.199 407.034Despesa Reconhecida no Resultado ...................................... 101.010 62.002 2.652 47.218Contribuições Pagas .............................................................. (136.348) (53.968) (719) (10.253)Passivo Líquido em 31 de dezembro de 2010 ................... 868.178 553.669 30.132 443.999

Consolidado




As despesas com fundo de pensão são registradas no resultado fi nanceiro por representarem os juros e variação monetária incidentes sobre a dívida com a Forluz, conforme mencionado anteriormente nesta nota. As despesas com planos de saúde, odontológico e seguro de vida são registradas como outras despesas operacionais.

A estimativa do atuário externo para a despesa a ser reconhecida para o exercício de 2011 é como segue:

Custo do Serviço Corrente .................................................... 7.437 10.577 319 4.692Juros Sobre a Obrigação Atuarial ......................................... 673.159 57.998 1.715 48.241Rendimento Esperado Sobre os Ativos do Plano .................. (732.227) – – –Perdas (Ganhos) Atuariais Reconhecidas ............................. – 339 (645) 314Despesa em 2011 .................................................................. (51.631) 68.914 1.389 53.247

Consolidado




A expectativa de pagamento de benefícios para o exercício de 2011 é como segue:

Estimativa de pagamento de benefícios ................................ 491.491 44.845 1.369 13.736

Planos de Pensão e Suplementação de Aposentadoria Plano de Saúde


A Cemig D tem a expectativa de efetuar contribuições para o fundo de pensão no exercício de 2011 no montante de R$145.333.

As principais categorias de ativos do plano, como porcentagem do total de ativos do plano, são as seguintes:

Ações de empresas brasileiras .......................................................................... 15,00% 10,00% 9,00%Títulos de Renda Fixa ....................................................................................... 85,00% 84,00% 91,00%Imóveis ............................................................................................................... – 3,00% –Outros ................................................................................................................. – 3,00% – 100,00% 100,00% 100,00%

CEMIG, Cemig GT e Cemig D2010 2009 2009

Os ativos do Plano de Pensão incluem os seguintes ativos, avaliados pelo valor justo, da CEMIG e da Light:

Debêntures não conversíveis emitidas pela Patrocinadora .............................................................. 450.107 249.776Ações emitidas pela Patrocinadora .................................................................................................. 9.684 10.415Imóveis da Fundação ocupados pelas Patrocinadoras ..................................................................... 184.914 159.337 644.705 419.528

2010 2009

As principais premissas atuariais são conforme segue:

Taxa anual de desconto para valor presente da obrigação atuarial .................... 10,50% 10,76% 10,24%Taxa anual de rendimento esperado sobre os ativos do plano ........................... 11,50% 11,34% 12,32%Taxa anual de infl ação de longo prazo ............................................................... 4,50% 4,00% 4,00%Índice anual estimado de aumentos salariais futuros ......................................... 6,59% 6,08% 6,08%Tábua biométrica de mortalidade geral .............................................................. AT-2000 AT-2000 AT-83Tábua biométrica de entrada de invalidez ......................................................... Light média Light média Light médiaTábua biométrica de mortalidade de inválidos .................................................. IAPB-57 IAPB-57 IAPB-57

2010 2009 2008

21 . PROVISÕES E CONTINGÊNCIAS JUDICIAIS

A CEMIG e suas Controladas e Controladas em Conjunto são partes em processos judiciais e administrativos, perante vários tribunais e órgãos governamentais, oriundos do curso normal de suas operações, envolvendo questões tributárias, trabalhistas, aspectos cíveis e outros assuntos.

Ações em que a Companhia é devedora

A Companhia, e suas controladas e controladas em conjunto, constituíram provisões para contingências das ações cuja expectativa de perda foi considerada mais provável que sim do que não que exista uma obrigação presente na data do balanço.

A Administração da CEMIG acredita que eventuais desembolsos, em excesso aos montantes provisionados, após o desfecho dos respectivos processos, não afetarão, de forma relevante, o resultado das operações e a posição fi nanceira individual e consolidada da Companhia.

Consolidado

Saldo em 01/01/2009

Saldo em 2009

Adições / Atualizações (−) Reversões Baixas

Saldo em 2010

TrabalhistasDiversos ..................................................................................... 122.856 102.358 (25.406) 37.193 114.145

CíveisDanos Pessoais ........................................................................... 35.436 26.585 (6.510) − 20.075Majoração Tarifária .................................................................... 104.480 70.023 138.770 (194.182) 14.611Ambiental ................................................................................... − 9.076 (4.272) (1.619) 3.185Outras ......................................................................................... 167.713 129.914 (4.745) (22.031) 103.138

FiscaisFINSOCIAL ............................................................................... 21.238 21.533 274 − 21.807PIS/COFINS .............................................................................. 57.987 2.020 (798) 480 1.702ICMS .......................................................................................... 19.153 15.165 − (15.165) −Impostos e Contribuições – Exigibilidade Suspensa ................. 76.781 85.493 (2.163) (83.330) −Contribuição Social .................................................................... 6.769 − − − −INSS ........................................................................................... 33.672 9.071 78 (7.923) 1.226Outras ......................................................................................... 19.801 16.978 (9.427) 56.187 63.738

RegulatóriosProcessos Administrativos da ANEEL ....................................... 55.843 73.811 (46.531) − 27.280Total ........................................................................................... 721.729 562.027 39.270 (230.390) 370.907

Controladora

Saldo em 01/01/2009

Saldo em 2009

Adições / Atualizações (−) Reversões Baixas

Saldo em 2010

TrabalhistasDiversos ..................................................................................... 75.450 72.890 (14.994) − 57.896

CíveisDanos Pessoais ........................................................................... 27.635 19.724 (3.963) − 15.761Majoração Tarifária .................................................................... 76.609 55.036 (41.592) − 13.444Outras ......................................................................................... 93.686 88.567 (42.416) (1.888) 44.263 FiscaisFINSOCIAL ............................................................................... 21.238 21.533 274 − 21.807

Impostos e Contribuições – Exigibilidade Suspensa ................. 76.781 85.308 (2.163) (83.145) −INSS ........................................................................................... 1.064 1.148 78 − 1.226Outras ......................................................................................... 12.770 15.702 (9.664) − 6.038

RegulatóriosProcessos Administrativos da ANEEL ....................................... 12.129 24.003 3.115 − 27.118Total ........................................................................................... 397.362 383.911 (111.325) (85.033) 187.553

Os detalhes sobre as provisões constituídas são como segue:

(a) TrabalhistasAs reclamações trabalhistas referem-se, basicamente, a questionamentos de horas-extras e adicional de periculosidade, além de danos morais e materiais.

(b) Reclamações Cíveis - Majoração TarifáriaDiversos consumidores industriais impetraram ações contra a CEMIG, objetivando reembolso para as quantias pagas em função do aumento de tarifa, durante o plano de estabilização econômica do Governo Federal, denominado “Plano Cruzado”, em 1986, alegando que tal aumento violou o controle de preços instituído por aquele Plano. A CEMIG estima os valores, a serem provi-sionados, com base nos valores faturados questionados e com base em decisões judiciais recentes. O valor total da exposição da CEMIG e suas controladas nessa matéria, conforme entendimento da Administração é de R$24.204 sendo que a perda considerada como mais provável que sim do que não que exista uma obrigação presente na data do balanço, foi, integralmente, provisionada no valor de R$14.611 (R$70.023 em 31 de dezembro de 2009 e R$104.408 em 01 de janeiro de 2009).

Em maio de 2010, a Companhia fi rmou um acordo referente à ação ajuizada por um consumidor industrial relativa ao ressarcimento do aumento de tarifa introduzido pelo Departamento Nacional de Águas e Energia - DNAEE durante o Plano Cruzado. Por meio desse acordo, a Companhia concordou em pagar ao consumidor um montante de R$177.592, sendo R$92.592 compensados com faturas em aberto e R$85.000 a serem pagos por dedução das próximas faturas relativas ao fornecimento de eletricidade e utili-zação dos sistemas de distribuição, sem qualquer ajuste ou correção monetária e já incluindo os honorários advocatícios. O valor de R$177.592 foi integralmente reconhecido no resultado do exercício de 2010.

Em função do acordo mencionado, os valores provisionados e ainda não compensados com faturas de energia, no montante de R$22.616, passaram a ser efetivamente um Contas a Pagar da Companhia e foram transferidos para a rubrica de Outros Passivos Circulantes.

(c) ICMSDesde o exercício de 1999, a Light tem sofrido diversas fi scalizações por parte da Secretaria de Estado do Rio de Janeiro em relação ao ICMS. Os autos recebidos até o momento, e não recolhidos, estão sendo objetos de contestação no âmbito administrativo e judicial. A Administração, baseada na opinião de seus advogados e no levantamento dos valores envolvidos nos autos de infração, entende que somente parte destes valores representa risco de perda mais provável que sim do que não que exista uma obrigação presente à data do balanço, provisionada no montante de R$24.604 (R$11.474 em 31 de dezembro de 2009 e R$19.153 em 01 de janeiro de 2009).

(d) Impostos e Contribuições - Exigibilidade SuspensaA CEMIG possuía provisão constituída de R$86.437 (R$85.333 em 31 de dezembro de 2009 e R$76.781 em 01 de janeiro de 2009) referente à dedução na base de cálculo do IRPJ da despesa com Contribuição Social paga desde 1998. A CEMIG teve a liminar concedida pela 8ª Vara da Justiça Federal, em 17 de abril de 1998, que foi cassada em abril de 2010. A CEMIG efetuou o reco-lhimento no montante de R$91.487 em 21 de maio de 2010. Apesar do pagamento do valor em discussão, a Companhia impetrou medida cautelar para recorrer dessa decisão, no intuito de ainda se discutir o mérito da questão.

(e) INSSEm dezembro de 1999, o INSS lavrou autos de infração contra a Light, em função de responsabilidade solidária de retenções na fonte sobre serviços de empreiteiras e de incidência da Contribuição sobre a participação dos empregados nos lucros. A Light questiona a legalidade da Lei 7.787/89 que majorou a alíquota de Contribuição Previdenciária incidente sobre a folha de salários, entendendo que, também, alterou a base de cálculo das Contribuições Previdenciárias durante o período de julho a setembro de 1989. A partir de tutela antecipada conseguida, foram compensados os valores a recolher a título de Contribuição Previdenciária por parte da Empresa. A expectativa de perdas, nas ações mencionadas, é considerada provável e os valores provisionados, referentes às ações movidas pelo INSS, representam o montante de R$16.562 em 31 de dezembro de 2010 (R$7.923 em 31 de dezembro de 2009 e R$33.608 em 01 de janeiro de 2009).

(f) Processo Administrativo de Natureza AmbientalA Cemig GT foi autuada pelo Instituto Estadual de Florestas – IEF, alegando que a Companhia deixou de adotar medidas de proteção à fauna ictiológica, causando mortalidade de peixes, em decorrência de vazão e operação de máquinas na Usina Hidre-létrica de Três Marias. A Companhia apresentou defesa e considera a expectativa de perda mais provável que sim do que não que exista uma obrigação presente na data do balanço, no valor de R$3.185 em 31 de dezembro de 2010 (R$7.457 em 31 de dezembro de 2009), que está devidamente provisionada.

(g) OutrosNo que se refere às ações cíveis, são, basicamente, reivindicações de pessoas que sofreram danos, principalmente, por acidentes sofridos em decorrência dos negócios da Companhia e danos sofridos pela interrupção de fornecimento de energia. A provisão, em 31 de dezembro de 2010, representa a perda potencial sobre as reivindicações.



(h) Passivos Contingentes

(I) Atos da ANEEL

A ANEEL impetrou ação administrativa contra a CEMIG, afi rmando que a Companhia deve R$962.572 (R$1.157.078 em 31 de dezembro de 2009) ao Governo Federal, em decorrência de um alegado erro no cálculo dos créditos da Conta de Resultados a Compensar - CRC, que foram, previamente, utilizados para reduzir as quantias devidas ao Governo Federal. Em 31 de outubro de 2002, a ANEEL emitiu uma decisão administrativa fi nal contra a CEMIG. Em 9 de janeiro de 2004, a Secretaria do Tesouro Nacional emitiu Ofício de cobrança no valor do débito. A CEMIG não efetuou o pagamento por acreditar ter argumentos de mérito para defesa judicial e, portanto, não constituiu provisão. A expectativa de perda, nessa ação, é possível.

(II) Obrigações Previdenciárias e Fiscais - Indenização do Anuênio e Participação nos Resultados

A CEMIG e suas controladas Cemig Geração e Transmissão e Cemig Distribuição pagaram uma indenização aos empregados, no exercício de 2006, no montante de R$177.686, em troca do direito referente aos anuênios futuros que seriam incorporados aos salá-rios. A Companhia e suas controladas não efetuaram os recolhimentos de Imposto de Renda e Contribuição Previdenciária sobre este valor por considerar que essas obrigações não são incidentes sobre verbas indenizatórias. Entretanto, para evitar o risco de uma eventual multa no futuro em função de uma interpretação divergente da Receita Federal e INSS, decidiu-se impetrar mandados de segurança que permitiram o depósito judicial no valor das potenciais obrigações sobre esta verba, no montante de R$179.420, registrados na conta de Depósitos Vinculados a Litígios em 31 de dezembro de 2010 (R$167.125 em 31 de dezembro de 2009 e R$155.060 em 1º de janeiro de 2009).

Em setembro de 2006, a CEMIG foi notifi cada pelo INSS, em função do não recolhimento da Contribuição Previdência sobre os valores pagos a título de Participação nos Resultados no período de 2000 a 2004, que representa o montante de R$195.895 (R$121.639 em 31 de dezembro de 2009 e R$112.222 em 1º de janeiro de 2009). A Companhia recorreu da decisão na esfera admi-nistrativa. Nenhuma provisão foi constituída para eventuais perdas. A CEMIG acredita ter argumentos de mérito à defesa, sendo a expectativa de perda, nesta ação, considerada possível.

(III) ICMS

Desde 2002 a Companhia recebe uma subvenção da Eletrobrás em função do desconto nas tarifas dos consumidores de baixa renda. A Companhia foi autuada pela Secretaria da Fazenda do Estado de Minas Gerais, referente ao período de 2002 a 2005, pois considerou que a subvenção recebida deveria ter sido incluída na base de cálculo do ICMS. A potencial perda nessa ação seria de R$143.286 em 31 de dezembro de 2009, não incluindo o ICMS que poderia ser questionado pela Secretaria referente aos períodos subsequentes à autuação. A Companhia aderiu ao Programa de Parcelamento Especial de Crédito Tributário relativo ao ICMS, instituído pelo Governo do Estado de Minas Gerais por meio do Decreto nº 45.358, de 04 de maio de 2010, e efetuou o pagamento no montante de R$25.732 em agosto de 2010, encerrando o processo.

A CEMIG foi autuada, como coobrigada, em operações de venda de excedente de energia elétrica efetuadas por consumidores industriais no período de racionamento de energia elétrica, onde foi exigido pela Secretaria da Fazenda do Estado de Minas Gerais o recolhimento de ICMS sobre tais transações, no montante de R$51.159 (R$49.349 em 31 de dezembro de 2009 e R$18.382 em 1º de janeiro de 2009). Caso a Companhia venha a ter que recolher o ICMS incidente sobre essas transações, poderá requerer o ressarcimento junto aos consumidores para recuperar o valor do tributo mais a eventual multa. A expectativa de perda, nessa ação, é possível.

(IV) Contingência regulatória - CCEE

A AES Sul Distribuidora questiona, judicialmente, desde agosto de 2002, os critérios de contabilização das operações com venda de energia no Mercado atacadista de energia, durante o período do racionamento, e obteve decisão judicial liminar favorável, em feve-reiro de 2006, em que é determinado que a ANEEL atenda ao pleito da Distribuidora e proceda, com a CCEE, a recontabilização e liquidação das operações durante o racionamento, desconsiderando o seu Despacho nº 288/2002. Tal medida deveria ser efetivada na CCEE, a partir de novembro de 2008, e implicaria um desembolso adicional para a CEMIG, referente à despesa com compra de energia no Mercado de curto prazo, com a CCEE, no valor aproximado de R$112.838 (R$94.740 em 31 de dezembro de 2009 e R$76.076 em 1º de janeiro de 2009). A Companhia obteve em 09 de novembro de 2008, junto ao Tribunal Regional Federal, liminar suspendendo a obrigatoriedade de se depositar o valor devido, em decorrência da Liquidação Financeira Especial efetivada pela CCEE. Em razão do exposto, nenhuma provisão foi constituída para esta disputa, uma vez que a Companhia acredita ter argumentos de mérito para defesa contra esta demanda. A expectativa de perda, nessa ação, é possível.

(V) Reclamações Cíveis - Consumidores

Diversos consumidores e a Promotoria Pública do Estado de Minas Gerais impetraram ações cíveis contra a CEMIG, contestando Reajustes Tarifários aplicados em exercícios anteriores, incluindo: os subsídios tarifários concedidos aos consumidores de baixa renda; a recomposição tarifária extraordinária e o índice infl acionário, utilizado para aumentar a tarifa de energia elétrica, em abril de 2003, e solicitando o reembolso, em dobro, dos montantes considerados cobrados, erroneamente, pela Companhia. O processo foi julgado improcedente em agosto de 2010 e a causa foi baixada, conforme expectativa dos advogados da Companhia.

A Companhia é ré em processos, questionando os critérios de medição dos valores a serem cobrados, referentes à contribuição de Iluminação Pública, no valor total de R$636.723 (R$908.691 em 31 de dezembro de 2009 e R$525.579 em 1º de janeiro de 2009). A Companhia acredita ter argumentos de mérito para defesa judicial e, portanto, não constituiu provisão para esta ação. A expectativa de perda, nessa ação, é possível.

(VI) PIS-COFINS

A Light possuía dois processos judiciais, discutindo a incidência do PIS e da COFINS nos moldes preconizados pela Lei nº 9.718/98, a seguir expostos:

No primeiro, foram questionadas as alterações impostas pela Lei em referência quanto (i) ao alargamento da base de cálculo dos referidos tributos e (ii) à majoração de alíquota da COFINS de 2% para 3%. No Recurso da Companhia perante o STF, foi proferida decisão defi nitiva, já transitada em julgado, em relação ao alargamento da base de cálculo, dando provimento ao Recurso, declaran-do-se a inconstitucionalidade do art. 3º, § 1º, da Lei nº 9.718/98, tendo havido a respectiva reversão da provisão, no 2º trimestre de 2008, no montante de R$108.090, em contrapartida à rubrica Despesa Financeira.

No segundo, a Companhia alega a decadência da exigibilidade de parte dos valores demandados em Carta de Cobrança, expedida pela Receita Federal, em 31 de janeiro de 2007, tendo em vista o não lançamento do crédito fi scal, por parte do Fisco Federal, dentro do prazo legal. Foi obtida liminar, suspendendo a cobrança, mantida pelo Tribunal Regional Federal e, atualmente, aguarda-se julgamento de recurso aos Tribunais Superiores. Quanto ao mérito, aguarda-se julgamento de Primeira Instância, com prognóstico de perda possível, segundo os assessores da área Jurídica da Companhia. A Light optou por incluir este processo no novo parcela-mento (Lei nº 11.941/09).

Adicionalmente às questões descritas acima, a CEMIG e suas controladas estão envolvidas, como impetrante ou ré, em outros lití-gios, de menor relevância, relacionados ao curso normal de suas operações. A Administração acredita que possui defesa adequada para estes litígios e não são esperadas perdas relevantes, relacionadas a estas questões, que possam ter efeito adverso na posição fi nanceira e no resultado consolidado das operações da Companhia.

Ação em que a Companhia é credora e com expectativa de êxito provável

PASEP e COFINS - Ampliação da base de cálculo

A Controladora questiona, judicialmente, a ampliação da base de cálculo do PASEP e COFINS sobre a Receita Financeira e Outras Receitas não Operacionais, no período de 1999 a janeiro de 2004, por meio da Lei n.º 9.718, de 27 de novembro de 1998, e possui sentença favorável em 1ª Instância. Em caso de conclusão favorável na última instância da esfera judicial (trânsito julgado), ressaltando-se que o Supremo Tribunal Federal tem julgado processos similares favoravelmente ao contribuinte, o ganho a ser registrado, no Resultado do Exercício, será de R$185.906 (R$178.149 em 31 de dezembro de 2009), líquido de Imposto de Renda e Contribuição Social.

22. PATRIMÔNIO LÍQUIDO E REMUNERAÇÃO AOS ACIONISTAS

(a) Capital Social

As ações do Capital Social, com valor nominal de R$5,00, integralizado estão assim distribuídas:

Estado de Minas Gerais ................................................... 151.993.292 51 − − 151.993.292 22Outras Entidades do Estado ............................................. 40.197 − 7.057.472 2 7.097.669 1AGC Energia S.A. ............................................................ 98.321.592 33 − − 98.321.592 14Outros - No País ......................................................................... 35.084.145 12 88.391.812 23 123.475.957 18 No Exterior ................................................................... 12.830.442 4 288.695.630 75 301.526.072 45Total ................................................................................. 298.269.668 100 384.144.914 100 682.414.582 100

Quantidade de Ações em 31 de dezembro de 2010Acionistas Ordinárias % Preferenciais % Total %

Estado de Minas Gerais ................................................... 138.175.720 51 − − 138.175.720 22Outras Entidades do Estado ............................................. 36.544 − 6.415.884 2 6.452.428 1Southern Electric Brasil Participações Ltda. ................... 89.383.266 33 − − 89.383.266 14Outros - No País ......................................................................... 30.674.164 11 84.113.055 24 114.787.219 19 No Exterior ................................................................... 12.884.549 5 258.693.710 74 271.578.259 44Total ................................................................................. 271.154.243 100 349.222.649 100 620.376.892 100

Quantidade de Ações em 31 de dezembro de 2009Acionistas Ordinárias % Preferenciais % Total %

Estado de Minas Gerais ................................................... 110.540.576 51 − − 110.540.576 22Outras Entidades do Estado ............................................. 29.236 − 4.974.466 2 5.003.702 1Southern Electric Brasil Participações Ltda. ................... 71.506.613 33 − − 71.506.613 14Outros - No País ......................................................................... 21.512.579 10 83.135.407 30 104.647.986 22 No Exterior ................................................................... 13.334.390 6 191.268.246 68 204.602.636 41Total ................................................................................. 216.923.394 100 279.378.119 100 496.301.513 100

Quantidade de Ações em 01 de janeiro de 2009Acionistas Ordinárias % Preferenciais % Total %

Aumento do Capital Social em 2009

A Assembleia Geral de Acionistas, ocorrida em 29 de abril de 2009, aprovou o aumento do Capital Social da CEMIG de R$2.481.508 para R$ 3.101.884 com emissão de novas ações no montante de R$606.454 do saldo da Reserva de Retenção de Lucros e R$13.922 da Reserva de Capital, distribuindo-se aos acionistas, em consequência, uma bonifi cação de 25% em ações novas, da mesma espécie das antigas e do valor nominal de R$ 5,00.

Aumento do Capital Social em 2010

A Assembleia Geral de Acionistas, ocorrida em 29 de abril de 2010, aprovou o aumento do Capital Social da CEMIG de R$3.101.884 para R$ 3.412.073 com emissão de novas ações, mediante a capitalização de R$294.940 do saldo da Reserva de Retenção de Lucros e R$15.248 da Reserva de Capital, distribuindo-se, aos acionistas, em consequência, uma bonifi cação de 10% em ações novas, da mesma espécie das antigas e do valor nominal de R$ 5,00.

Lucro por ação

Os lucros por ação em 2010 e 2009 foram de R$3,41 e R$3,69 respectivamente, sendo calculados com base na média ponderada do número de ações da Companhia em cada um dos anos mencionados.

Acordo de Acionistas

Em 1997, o Governo do Estado de Minas Gerais realizou a venda de aproximadamente 33% das ações ordinárias da Companhia para um grupo de investidores, liderados pela Southern Electric Brasil Participações Ltda. (“Southern”). Como parte dessa operação, o Estado de Minas Gerais e a Southern assinaram um Acordo de Acionistas contendo, dentre outras disposições, o requerimento de quorum qualifi cado nas deliberações relacionadas a ações corporativas signifi cativas, certas alterações no Estatuto Social da CEMIG, emissão de debêntures e títulos conversíveis, distribuição de dividendos que não sejam aqueles determinados no Estatuto Social e alterações na estrutura societária.

Em setembro de 1999, o Governo do Estado de Minas Gerais impetrou ação anulatória, com pedido de tutela antecipada contra o acordo de acionistas celebrado em 1997 com a Southern Electric Brasil Participações Ltda. O Tribunal de Justiça do Estado de Minas Gerais anulou o referido acordo de acionistas em 2003. Os recursos impetrados pela Southern estão em tramitação na Justiça Federal.

Em 16 de junho de 2010, conforme correspondência enviada à Companhia pela Southern Electric Brasil Participações Ltda foi efetivada a alienação da participação detida pela Southern na CEMIG para a AGC Energia S.A., sociedade anônima de capital fechado (“AGC Energia”), controlada da Andrade Gutierrez Concessões S.A. (“AGC”).

A alienação em questão, ocorrida em 16 de junho de 2010, se deu nos termos do contrato de compra e venda de ações celebrado entre a Southern e a AGC Energia, com a interveniência da AGC, em 12 de novembro de 2009, conforme aditado, e compreende a totalidade da participação detida pela SEB na CEMIG, ou seja, 98.321.592 ações ordinárias de emissão da CEMIG, representativas de 32,96% do capital votante e 14,41% do capital social total da CEMIG.

Ressaltamos que a referida operação não altera a composição do controle acionário nem a estrutura administrativa da CEMIG.

(b) Reservas

A composição das contas Reservas de Capital e Reservas de Lucros é demonstrada como segue:

Reservas de CapitalRemuneração das Imobilizações em Curso – Capital Próprio ........................... 1.313.220 1.313.220 1.313.220Doações e Subvenções para Investimentos ........................................................ 2.572.526 2.587.775 2.601.697Ágio na Emissão de Ações ................................................................................ 69.230 69.230 69.230Correção Monetária do Capital ......................................................................... 6 6 6Ações em Tesouraria .......................................................................................... (1.132) (1.132) (1.132) 3.953.850 3.969.099 3.983.021

2010 2009 01/01/2009

Reservas de Lucros .......................................................................................... Reserva Estatutária ............................................................................................. 1.433.549 1.555.503 1.649.241Reserva de Retenção de Lucros ......................................................................... 799.413 1.161.439 843.443Proposta de Distribuição de Dividendos Adicionais .......................................... 67.086 – –Reserva Legal ..................................................................................................... 573.205 460.306 367.236 2.873.253 3.177.248 2.859.920

2010 2009 01/01/2009

A Reserva de Remuneração das Imobilizações em Curso – Capital Próprio refere-se aos juros sobre o capital próprio utilizado naconstrução de bens e instalações, sendo registrada no Imobilizado em contrapartida ao Patrimônio Líquido. A partir do exercício de 1999, a CEMIG decidiu não mais constituir esta Reserva.

A Reserva de Doações e Subvenções para investimentos refere-se basicamente a compensação pelo Governo Federal, da diferença entre a lucratividade obtida pela CEMIG até março de 1993 e o retorno mínimo garantido pela legislação vigente á época. Os recursos foram utilizados na amortização de diversas obrigações com o Governo Federal e o saldo remanescente originou o contrato da CRC.

A Reserva Estatutária destina-se ao pagamento futuro de dividendos extraordinários, conforme artigo 28 do Estatuto Social.

As Reservas de Retenção de Lucros referem-se aos lucros não distribuídos aos acionistas em função, basicamente, do atendimento as necessidades de recursos da Companhia para aplicação em investimentos.

As Ações em Tesouraria referem-se ao repasse pelo FINOR, de ações oriundas dos recursos aplicados nos projetos da CEMIG na área da SUDENE, em função de incentivo fi scal.

A Companhia registrou na Reserva de Lucros os dividendos propostos pela administração que excedem a 50% do Lucro Líquido do exercício, dividendo mínimo previsto no Estatuto Social, no valor de R$67.086.

(c) Dividendos

Dividendos ordinários

Do lucro líquido do exercício, 50,00% devem ser utilizados para distribuição como dividendo obrigatório aos acionistas da Companhia, conforme previsto no Estatuto Social da Companhia.

As ações preferenciais gozam de preferência na hipótese de reembolso de capital e participam dos lucros em igualdade de condições com as ações ordinárias. As ações preferenciais têm direito a um dividendo mínimo anual igual ao maior valor entre 10% sobre o seu valor nominal e 3% do valor do patrimônio líquido das ações.

As ações do capital social da CEMIG, de propriedade de particulares, têm, estatutariamente, assegurado o direito a dividendos mínimos de 6% ao ano sobre o valor nominal de suas ações, nos exercícios em que a CEMIG não obtiver lucros sufi cientes para pagar dividendos a seus acionistas, garantia esta dada pelo Estado de Minas Gerais, nos termos do artigo 9º da Lei Estadual nº 828, de 14 de dezembro de 1951, e do artigo 1º da Lei Estadual nº 8.796, de 29 de abril de 1985.



Os dividendos declarados serão pagos em 2 (duas) parcelas iguais, a primeira até 30 de junho e a segunda até 30 de dezembro do ano subsequente à geração do lucro, no montante de R$1.196.074, cabendo à Diretoria, observados estes prazos, determinar os locais e processos de pagamento.

O cálculo dos dividendos propostos para distribuição aos acionistas em função do resultado do exercício de 2010 está demonstrado a seguir:

Valor Nominal das Ações Preferenciais ............................................................................................................................. 1.920.724 Percentual sobre o Valor Nominal das Ações Preferenciais ........................................................................................... 10,00% Valor dos Dividendos de acordo com o 1º critério de pagamento .................................................................................. 192.072

Valor do Patrimônio Líquido ............................................................................................................................................. 11.476.133 Percentual das Ações Preferenciais sobre o Patrimônio Líquido (liquido de ações em tesouraria) ............................... 56,27% Participação das Ações Preferenciais no Patrimônio Líquido ........................................................................................ 6.457.620 Percentual sobre o Valor do Patrimônio Líquido das Ações .......................................................................................... 3,00% Valor dos Dividendos de acordo com o 2º critério de pagamento .................................................................................. 193.729

Dividendos Estatutários Mínimos Obrigatórios das Ações Preferenciais .......................................................................... 193.729

Dividendos ObrigatóriosLucro Líquido do Exercício ............................................................................................................................................... 2.257.976Dividendo Obrigatório – 50,00% do lucro líquido ............................................................................................................ 1.128.988

Dividendos Propostos ....................................................................................................................................................... 1.196.074Total do Dividendo para Ações Preferenciais .................................................................................................................... 673.294Total do Dividendo para Ações Ordinárias ........................................................................................................................ 522.780

Dividendos por valor unitário – R$Dividendos Mínimos Estatutários para as Ações Preferenciais ......................................................................................... 0,50Dividendo Obrigatório ....................................................................................................................................................... 1.75Dividendos Propostos ........................................................................................................................................................ 1.75

ControladoraCálculo dos Dividendos Mínimos Estatutários das Ações Preferenciais 2010

A Companhia utilizou 5,00% do lucro líquido apurado no exercício de 2010 para constituição de Reserva Legal no valor de R$112.899.

Dividendos extraordinários

O Estatuto Social da Cemig estabelece que, sem prejuízo do dividendo obrigatório, a cada dois anos, ou em menor periodicidade se a disponibilidade de caixa o permitir, a Companhia utilizará a reserva de lucros específi ca para a distribuição de dividendos extraordi-nários, até o limite do caixa disponível, conforme determinado pelo Conselho de Administração com observância do Plano Diretor da Companhia e da política de dividendos nele prevista.

Dessa forma, o Conselho de Administração da Cemig, em reunião realizada em 16 de dezembro de 2010, deliberou declarar dividendos extraordinários, no montante de R$900 milhões, utilizando a reserva de lucros estatutária para esse fi m, representando R$1,32 por ação. O pagamento desses dividendos ocorreu em 29/12/2010.

(d) Ajuste acumulado de conversão e avaliação patrimonial

Ajuste acumulado de conversão e avaliação patrimonialCusto atribuído dos ativos de geração (nota 2.7.b) ............................................ 1.209.212 1.343.383 1.495.823Ajustes de conversão ......................................................................................... (772) 150 61Instrumentos fi nanceiros de hedge de caixa ....................................................... 1.393 – – 1.209.833 1.343.533 1.495.884

20102009

Reclassifi cado01/01/2009

Reclassifi cado

Os ajustes de conversão referem-se à diferença cambial apurada na conversão das Demonstrações Contábeis da Transchile com base nas taxas de fi nal de exercício para ativos e passivos, registrada diretamente nessa conta de Patrimônio Líquido citada.

(e) Plano de Opção de Compra de Ações da Light

LIGHT

A Light mantém um Plano de Incentivo em Opções de Ações cujos os benefi ciários elegíveis da Modalidade de Opção de Compra de Ações são os atuais diretores executivos da Light, desde que não sejam indicados pelo Conselho de Administração para participarem do Plano de Incentivo de Longo Prazo na modalidade de “Opções Fantasmas”. O total de opções outorgadas previsto no plano é de 6.917.733, equivalentes a 3,4% do total de ações de emissão da Companhia, sendo o preço de exercício a ser pago pelos titulares de R$21,49 por opção, deduzido de eventuais valores pagos por ação aos acionistas a título de dividendos, juros sobre capital próprio ou redução de capital. Essas opções poderão ser exercidas integralmente, em uma única oportunidade, a partir de 10 de agosto de 2010 e até no máximo 10 de agosto de 2011.

Em 6 de novembro de 2009, os executivos que tinham direito ao referido plano foram convidados para atuar em novas funções na Light S.A. e na Light Serviços de Eletricidade S.A., sendo destituídos de seus cargos. O plano previa no item 10, que em caso de término do contrato de trabalho, antes do término de carência, os benefi ciários poderiam exercer um percentual de até 95% das opções que lhes foram outorgadas, dependendo do prazo de término do contrato em relação ao período de vesting.

Do total de opções outorgadas (6.917.733 ações) os executivos tiveram direito a 95%, correspondente a 6.571.846 ações.

Em 31 de dezembro de 2009 já haviam sido exercidas 4.846.500 e o restante 1.725.346 foram exercidas até 26 de janeiro de 2010.

Para exercício dessa obrigação decorrente do exercício de opção, pelos executivos, a Light comprou ações no mercado, mantendo-as em tesouraria até a liquidação das obrigações.

23. RECEITA

Fornecimento Bruto de Energia Elétrica (a) .................................................................................... 14.953.787 15.008.182Receita de Uso dos Sistemas Elétricos de Distribuição – TUSD .................................................... 1.658.286 1.332.060Receita de Uso da Rede de Transmissão (b) .................................................................................... 1.554.964 903.286Outras Receitas operacionais (c) ...................................................................................................... 791.020 652.192Deduções à receita operacional (d) .................................................................................................. (6.094.727) (5.737.408)Receita Operacional líquida .......................................................................................................... 12.863.330 12.158.312

ConsolidadoIFRS

2010 2009

(a) Fornecimento bruto de energia elétricaA composição do fornecimento de energia elétrica, por classe de consumidores, é a seguinte:

Residencial ............................................................................... 9.944.272 9.744.437 4.832.622 4.625.489Industrial .................................................................................. 24.826.143 22.637.786 3.935.703 3.856.055Comércio, Serviços e Outros ................................................... 6.227.336 6.197.419 2.717.686 2.740.123Rural ......................................................................................... 2.466.451 2.220.658 631.984 572.225Poder Público ........................................................................... 1.082.741 1.070.831 467.376 467.486Iluminação Pública ................................................................... 1.220.491 1.226.347 309.816 309.458Serviço Público ........................................................................ 1.360.002 1.338.223 394.995 395.024Subtotal .................................................................................... 47.127.436 44.435.701 13.290.182 12.965.860Consumo Próprio ..................................................................... 53.417 51.555 – –Subvenção de Baixa Renda (1) ................................................ – – 132.772 264.734Fornecimento não Faturado, Líquido ....................................... – – (71.204) 2.243 47.180.853 44.487.256 13.351.750 13.232.837Suprimento a Outras Concessionárias ( ** ) ............................ 14.204.530 13.859.700 1.444.828 1.633.647Transações com energia na CCEE ........................................... 4.785.039 2.541.878 133.432 137.402Vendas no PROINFA ............................................................... 84.771 20.245 23.777 4.296Total ......................................................................................... 66.255.193 60.909.079 14.953.787 15.008.182

MWh (*) R$2010 2009 2010 2009

(*) A coluna de MWh inclui o total de energia comercializada pela Light, proporcional à participação da Companhia.(**) Inclui Contrato de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado - CCEAR e contratos bilaterais com outros agentes.(1) Receita reconhecida em decorrência de subvenção recebida da Eletrobrás, em função do desconto nas tarifas dos consumidores de

baixa renda. Os valores foram homologados pela ANEEL e são reembolsados pela Eletrobrás.

(b) Receita de uso da rede de Transmissão

Receita de Uso da Rede Básica ........................................................................................................ 1.448.173 764.074Receita de Sistema de Conexão ....................................................................................................... 106.791 139.212 1.554.964 903.286

ConsolidadoIFRS

2010 2009

(c) Outras receitas operacionais

Fornecimento de Gás ........................................................................................................................ 397.659 307.220Serviço Taxado .................................................................................................................................. 16.495 16.917Serviço de Telecomunicações ........................................................................................................... 130.735 114.699Prestações de Serviços ...................................................................................................................... 179.188 129.473Outras ................................................................................................................................................ 66.943 83.883 791.020 652.192

ConsolidadoIFRS

2010 2009

(d) Deduções à receita operacional

Tributos sobre a Receita ICMS ................................................................................................................................................ 3.142.237 3.004.400COFINS ........................................................................................................................................... 1.309.715 1.252.087PIS-PASEP ....................................................................................................................................... 304.268 252.714Outros ............................................................................................................................................... 11.738 4.211 4.767.958 4.513.412Encargos do ConsumidorReserva Global de Reversão – RGR ................................................................................................ 181.787 190.268Programa de Efi ciência Energética – PEE ....................................................................................... 43.276 40.627Conta de Desenvolvimento Energético – CDE ................................................................................ 423.120 407.506Quota para a Conta de Consumo de Combustível – CCC ............................................................... 532.309 492.576Pesquisa e Desenvolvimento – P&D ............................................................................................... 39.011 31.209Fundo Nacional de Desenvolvimento Científi co e Tecnológico – FNDCT ..................................... 34.132 30.067Pesquisa Expansão Sistema Energético – EPE/MME ..................................................................... 17.020 16.094Encargos de Capacidade Emergencial ............................................................................................. 20.199 15.649Adicional 0,30% (Lei 12.111/09) ..................................................................................................... 35.915 – 1.326.769 1.223.996 6.094.727 5.737.408

ConsolidadoIFRS

2010 2009

24. CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS

Pessoal (a) ................................................................................ 1.211.340 1.317.856 39.149 30.227Participação dos Empregados e Administradores no Resultado ................................................................................ 325.085 238.554 12.304 12.822Obrigações Pós-Emprego ......................................................... 107.038 150.142 14.637 10.621Materiais .................................................................................. 133.660 113.634 372 282Matéria-Prima e Insumos para Produção de Energia ............... – 4.070 – –Serviços de Terceiros (b) .......................................................... 923.315 819.227 14.967 17.692Energia Elétrica Comprada para Revenda (c) .......................... 3.721.585 3.199.373 – –Depreciação e Amortização ..................................................... 895.581 895.150 222 1.738Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos .................................................................................. 140.404 153.771 – –Provisões (Reversões) Operacionais (d) .................................. 138.065 124.064 (112.269) (27.374)Encargos de Uso da Rede Básica de Transmissão ................... 728.839 853.035 – –Gás Comprado para Revenda ................................................... 225.398 166.535 – –Custos de Construção ............................................................... 200.002 119.176 – –Outras Despesas Operacionais Líquidas (e) ............................ 466.223 311.933 9.339 17.972 9.216.535 8.466.520 (21.279) 63.980

CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS

ConsolidadoIFRS

ControladoraBRGAAP

2010 2009 2010 2009

Remunerações e Encargos ....................................................... 1.071.921 1.090.580 21.450 14.015Contribuições para Suplementação de Aposentadoria – Plano de Contribuição Defi nida ............................................. 66.347 43.894 4.205 2.127Benefícios Assistenciais ........................................................... 132.862 127.983 3.647 2.982 1.271.130 1.262.457 29.302 19.124

Programa de Desligamento Voluntário – PDV ........................ 40.252 206.092 9.847 11.103(–) Custos com Pessoal Transferidos para Obras em Andamento ....................................................................... (100.042) (150.693) – – (59.790) 55.399 9.847 11.103 1.211.340 1.317.856 39.149 30.227

(a) DESPESAS COM PESSOAL

ConsolidadoIFRS

ControladoraBRGAAP

2010 2009 2010 2009

Programa de incentivo ao desligamento de empregados

Programa de Desligamento Voluntário - PDV

A CEMIG implementou, em abril de 2009, um Programa de Desligamento Voluntário - PDV, de caráter transitório, com a adesão dos empregados no período de 22 de abril a 05 de junho de 2009.

O incentivo fi nanceiro para os empregados que fi zeram a adesão ao PDV corresponde a uma indenização que varia de 3 a 16 vezes o valor da remuneração mensal do empregado, conforme critérios específi cos estabelecidos no regulamento do PDV, dentre os quais o principal é o tempo de contribuição faltante para aposentadoria integral do INSS. Constam ainda dentre os incentivos fi nanceiros o pagamento da contribuição para o fundo de pensão e INSS até a data em que o empregado atenda aos requisitos para requerer aposen-tadoria junto ao INSS (limitado a 5 anos) e depósito da multa de 40% sobre o saldo do FGTS para fi ns rescisórios.

Adicionalmente, a CEMIG garante o pagamento integral dos custos do seguro de vida em grupo e plano de saúde pelo período de 6 e 12 meses, respectivamente, a partir da data do desligamento dos empregados, no período de junho de 2009 a setembro de 2010.

Este Programa contou com a adesão de 1.279 empregados da Companhia, sendo reconhecida uma despesa referente aos incentivos fi nanceiros no valor de R$40.252 no resultado de 2010 (R$206.092 em 2009).

Participação nos resultados

A Companhia e suas controladas Cemig D e Cemig GT utilizaram como critério geral para pagamento da participação dos empre-gados nos resultados dos exercícios de 2010 e 2009 um percentual de 3% do resultado operacional, ajustado por alguns itens defi -nidos pela ANEEL na Prestação Anual de Contas – PAC, a serem pagas até o mês de maio de 2010. Adicionalmente, no dissídio coletivo em novembro de 2010 e 2009 foi acordado com os sindicatos o pagamento adicional de participações extraordinárias a cada empregado.



Agentes Arrecadadores/Leitura de Medidores/Entrega de Contas ................................................ 135.916 118.509 – –Comunicação ............................................................................ 79.399 69.406 2.342 1.669Manutenção e Conservação de Instalações e Equipamentos Elétricos ....................................................... 197.707 140.733 101 23Conservação e Limpeza de Prédios ......................................... 51.093 44.043 34 87Mão de Obra Contratada .......................................................... 53.635 46.897 51 108Fretes e Passagens .................................................................... 12.565 11.922 1.672 2.128Hospedagem e Alimentação ..................................................... 23.938 19.772 300 286Vigilância ................................................................................. 19.527 16.490 – 2Consultoria ............................................................................... 3.139 34.943 5.087 8.190Manutenção/Conservação de Móveis Utensílios ..................... 44.021 37.037 935 719Manutenção e Conservação de Veículos .................................. 28.791 22.860 26 208Corte e Religação ..................................................................... 61.997 27.295 – –Outros ....................................................................................... 211.587 229.320 4.419 4.272 923.315 819.227 14.967 17.692

(b) SERVIÇO DE TERCEIROS

ConsolidadoIFRS

ControladoraBRGAAP

2010 2009 2010 2009

Energia de Itaipu Binacional ............................................................................................................ 909.525 1.086.948Energia de curto prazo ..................................................................................................................... 381.789 91.186PROINFA ......................................................................................................................................... 191.909 144.739Contratos Bilaterais .......................................................................................................................... 314.887 432.928Energia adquirida através de Leilão no Ambiente Regulado ........................................................... 1.873.697 1.482.910Energia adquirida no Ambiente Livre .............................................................................................. 347.976 162.196Créditos de PASEP-COFINS ........................................................................................................... (298.198) (207.534) 3.721.585 3.193.373

(c) ENERGIA ELÉTRICA COMPRADA PARA REVENDA

Consolidado IFRS

2010 2009

Prêmio de Aposentadoria ......................................................... (22.197) 41.169 (944) (21)Provisão (Reversão) para Créditos de Liquidação Duvidosa .. 104.983 94.066 – (5.080)Provisão (Reversão) para Contingências Trabalhistas ............. (9.398) (795) (14.994) (2.561)Provisão (Reversão) para Processos Administrativos da ANEEL .............................................................................. (46.530) 17.382 3.115 11.874Provisão para Contingências Jurídicas – Ações Cíveis ............ (54.026) 5.505 (53.660) 6.776Provisão (Reversão) para Ações Cíveis – Majoração Tarifária .................................................................................. 138.771 (33.292) (41.591) (34.094)Outras Provisões (Reversões) .................................................. 26.462 29 (4.195) (4.268) 138.065 124.064 (112.269) (27.374)

(d) PROVISÕES OPERACIONAIS

Consolidado IFRS

Controladora BRGAAP

2010 2009 2010 2009

Arrendamentos e Aluguéis ....................................................... 57.632 43.400 882 780Propaganda e Publicidade ........................................................ 29.971 25.721 132 341Consumo Próprio de Energia Elétrica ...................................... 9.912 15.213 – –Subvenções e Doações ............................................................. 39.598 42.557 5.228 2.743Taxa de Fiscalização da ANEEL .............................................. 43.338 42.153 – –Concessão Onerosa .................................................................. 23.231 11.193 – –Impostos e Taxas (IPTU, IPVA e outros) ................................. 20.513 17.531 246 134Seguros ..................................................................................... 11.287 6.799 1.151 159Anuidade CCEE ....................................................................... 4.840 4.751 3 4Taxa de Licenciamento – TDRF ( * ) ...................................... 27.184 27.322 – –Prejuízo Líquido na Desativação e Alienação de Bens ............ 26.006 30.558 135 9FORLUZ – Custeio Administrativo ......................................... 13.604 14.576 821 739Outras Despesas ....................................................................... 159.107 30.159 741 13.063 466.223 311.933 9.339 17.972

(e) OUTRAS DESPESAS OPERACIONAIS LÍQUIDAS

Consolidado IFRS

ControladoraBRGAAP

2010 2009 2010 2009

(*) TFDR – Taxa de Licenciamento para Uso ou Ocupação da Faixa de Domínio das Rodovias

25. RESULTADO FINANCEIRO LÍQUIDO

RECEITAS FINANCEIRAS -Renda de Aplicação Financeira ................................................ 392.473 272.492 46.591 17.723Acréscimos Moratórios de Contas de Energia ......................... 137.129 169.541 – –Juros e Variação Monetária Auferidos com Contas a Receber do Governo do Estado de Minas Gerais ................................. 129.408 149.272 40.596 –Variações Cambiais .................................................................. 50.531 115.521 10 21PASEP e COFINS incidente sobre as Receitas Financeiras .... (39.342) (39.705) (38.543) (38.141)Ganhos com Instrumentos Financeiros .................................... 7.682 1.220 – –Ajuste a Valor Presente ............................................................ 16.975 2.100 – –Rendas FIDC ............................................................................ – – 44.900Outras ....................................................................................... 154.242 162.725 14.840 16.964 849.098 833.166 63.494 41.467DESPESAS FINANCEIRAS -Encargos de Empréstimos e Financiamentos ........................... (1.075.290) (799.285) (7.986) (8.761)Variações Cambiais .................................................................. (37.172) (17.961) (104) (33)Variação Monetária – Empréstimos e Financiamentos ............ (144.297) (9.354) – –Variação Monetária – concessão onerosa ................................ (42.168) – – –Perdas com Instrumentos Financeiros ..................................... (13.754) (90.799) – –Encargos e Variação monetária de Obrigação Pós-Emprego ... (142.243) (92.707) (4.983) (4.591)Amortização de Ágio/Deságio de Investimentos ..................... (71.746) (34.007) – –Outras ....................................................................................... (146.937) (143.544) (53.140) (31.563) (1.673.607) (1.187.657) (66.213) (44.948)RESULTADO FINANCEIRO LÍQUIDO ............................ (824.509) (354.491) (2.719) (3.481)

Consolidado IFRS Controladora BRGAAP2010 2009 2010 2009

As despesas com PASEP/COFINS são incidentes sobre os juros sobre o capital próprio.

26. TRANSAÇÕES COM PARTES RELACIONADAS

Os principais saldos e transações com partes relacionadas da CEMIG e suas controladas são como segue:

Cemig Distribuição S.A.Juros sobre Capital Próprio e Dividendos .................................... 50.842 202.306 – – – – – –Coligadas e Controladas ou Controladoras ........................... 4.622 21.889 3.328 10.146 – – – –

Cemig Geração e Transmissão S.A.Juros sobre Capital Próprio e Dividendos ................................. 46.819 917.054 – – – – – –Coligadas e Controladas ou Controladoras ........................... 5.366 5.715 2.682 668 – – – –

Light S.A. ........................................ Juros sobre Capital Próprio e Dividendos ................................. 35.487 56.345 – – – – – –

Governo do Estado de Minas Gerais Consumidores e Revendedores ( 1 ) ... 8.619 1.700 – – 83.800 81.026 – –Tributos Compensáveis – ICMS – Circulante ( 2 ) ................. 202.523 207.792 292.464 (2.649.897) (2.484.252) – –Contas a Receber do Governo do Estado – CRC ( 3 ) ................... 1.837.088 1.823.644 – – – – – –Tributos Compensáveis – ICMS – Não Circulante ( 2 ) ....................... 69.653 65.095 – – – – – –Consumidores e Revendedores ( 4 ) ... 39.893 60.619 – – – – – –Juros sobre Capital Próprio e Dividendos ................................. – – 256.972 207.382 – – – –Debêntures ( 5 ) ............................... – – 37.083 37.053 – – (29) (4.117)Fundo de Direitos Creditórios ( 6 ) .... – – 946.571 951.006 – – – –Financiamentos – BDMG ( 7 ) ........ – – 13.219 14.479 – – – –

ForluzObrigações Pós-Emprego – Circulante ( 8 ) .............................. – – 74.315 81.654 – – (111.873) (126.758)Obrigações Pós-Emprego - Não Circulante ( 8 ) .............................. – – 1.821.659 1.066.686 – – – –Outros .............................................. – – 62.640 33.789 – – – –Pessoal ( 9 ) ..................................... – – – – – – (66.347) (43.894)Custeio Administrativo ( 10 ) .......... – – – – – – (13.604) (14.576)

OutrosJuros sobre Capital Próprio ............. 97.258 186.745 – – – – – –Coligadas e Controladas ou Controladoras ........................... 2.877 6.841 677 24 – – – –

EMPRESAS

Controladora e ConsolidadoATIVO PASSIVO RECEITA DESPESA

2010

2009Reclassi-fi cado 2010



2009Reclassi-fi cado

As principais condições relacionadas aos negócios entre partes relacionadas estão demonstrados abaixo:

(1) Refere-se a venda de energia ao Governo do Estado de Minas Gerais, sendo que as operações foram realizadas em termos equiva-lentes aos que prevalecem nas transações com partes independentes, considerando que o preço da energia é aquele defi nido pela ANEEL através de resolução referente ao reajuste tarifário anual da Companhia.

(2) As operações com ICMS registradas nas Demonstrações Contábeis referem-se as operações de venda de energia e são realizadas em conformidade a legislação específi ca do Estado de Minas Gerais.

(3) Aporte dos créditos da CRC em Fundo de Investimentos Creditórios em quotas seniores e subordinadas. Vide informações Nota Explicativa nº 11;

(4) Parcela substancial do valor refere-se a renegociação de débito originário de venda de energia para a Copasa, com previsão de pagamento até setembro de 2012 e atualização fi nanceira pelo IGPM + 0,5% a.m.;

(5) Emissão Privada de Debêntures Simples não conversíveis em ações no valor de R$ 120.000 milhões, atualizada pelo Índice Geral de Preços – Mercado - IGP-M, para a conclusão da Usina Hidrelétrica de Irapé, com resgate após 25 anos da data de emissão. O montante de 31 de dezembro de 2009 foi ajustado a valor presente, conforme nota explicativa nº 22;

(6) Quotas seniores de propriedade de terceiros, no valor de R$900.000, amortizadas em 20 parcelas semestrais, desde junho de 2006, com atualização pela variação do CDI acrescidos de 1,7% de juros ao ano. Vide informações Nota Explicativa nº 12;

(7) Financiamentos das controladas Transudeste e Transirapé com vencimento em 2019 (taxa TJLP + 4,5% a.a. e UMBNDES 4,54% a.a.) e da Transleste em 2017 e 2025 (taxa 5% a.a. e 10% a.a.);

(8) Parte dos contratos da FORLUZ são reajustados pelo Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo - IPCA do Instituto Brasileiro de Geografi a e Estatística - IBGE e parte reajustados com base no Índice de Reajuste Salarial dos empregados da CEMIG,Cemig GT e Cemig D, excluindo produtividade, acrescidos de 6% ao ano, com amortização até 2024. Vide informações Nota Explicativa nº 24;

(9) Contribuições da CEMIG para o Fundo de Pensão referentes aos empregados participantes do Plano Misto (vide nota explicativa nº 24) e calculadas sobre as remunerações mensais em conformidade ao regulamento do Fundo;

(10) Recursos para o custeio administrativo anual do Fundo de Pensão em conformidade a legislação específi ca do setor. Os valores são estimados em um percentual da folha de pagamento da Companhia.

Remuneração do pessoal chave da Administração

O total da remuneração aos Conselheiros de Administração e Diretores nos exercícios de 2010 e 2009 é conforme segue:

Remuneração .................................................................................................................................... 2.329 1.904Participação nos Resultados ............................................................................................................. 611 283Benefícios Pós Emprego .................................................................................................................. 189 44Benefícios Assistenciais ................................................................................................................... 614 14Total ................................................................................................................................................ 3.743 2.245

2010 2009

Vide maiores informações referentes às principais transações realizadas nas Notas Explicativas nºs 7, 8, 11, 20, 21, 23, 24 e 27.

27. INSTRUMENTOS FINANCEIROS

Os Instrumentos Financeiros da Companhia estão restritos a Caixa e Equivalentes de Caixa, Aplicações Financeiras, Consumidores e Revendedores, Créditos a Receber do Governo do Estado de Minas Gerais, Ativo Financeiro da Concessão, Empréstimos e Financia-mentos, Obrigações com Debêntures e “swaps” de moedas, sendo os ganhos e perdas, obtidos nas operações, integralmente registrados, de acordo com o Regime de Competência.

Os Instrumentos Financeiros da Companhia foram reconhecidos ao valor justo e encontram-se classifi cados, conforme abaixo:

Instrumentos Financeiros ao valor justo por meio do resultado: encontram-se, nesta categoria, as Aplicações Financeiras e os Instru- mentos Derivativos (mencionados no item “b”). São mensurados ao valor justo e os ganhos ou as perdas são reconhecidos, direta-mente, no resultado;



Recebíveis: encontram-se, nesta categoria, o caixa e equivalentes de caixa, os créditos com consumidores e revendedores e créditos com o Governo do Estado de Minas Gerais. São reconhecidos pelo valor nominal de realização e similares aos valores justos;

Empréstimos e Financiamentos e Obrigações com Debêntures. São mensurados pelo custo amortizado, mediante a utilização do método da taxa de juros efetiva;

Instrumentos Financeiros Derivativos. São mensurados pelo valor justo e os efeitos reconhecidos, diretamente, no resultado.

AtivosCaixa e equivalentes de Caixa .......... 2.979.693 2.979.693 4.424.959 4.424.959 2.283.937 2.283.937Títulos e Valores Mobiliários ............ 321.858 321.858 – – – –Créditos com consumidores .............. 2.262.585 2.262.585 2.777.907 2.777.907 2.018.296 2.018.296Créditos com o Governo do Estado de Minas Gerais............................... 1.837.088 1.837.088 1.823.644 1.823.644 1.800.873 1.800.373PassivosEmpréstimos e fi nanciamentos ......... 13.226.490 13.226.490 11.292.947 11.292.947 7.344.738 7.344.738Instrumentos Derivativos .................. 69.271 69.271 78.305 78.305 98.628 98.628

Instrumentos fi nanceiros

2010 2009 2008

Valor contábil Valor justoValor

contábil Valor justoValor

contábil Valor justo

(a) Gestão de riscos

O Gerenciamento de Riscos Corporativos é uma ferramenta de Gestão integrante das práticas de Governança Corporativa e alinhada com o Processo de Planejamento, o qual defi ne os objetivos estratégicos dos Negócios da Empresa.

A Companhia possui um Comitê de Gerenciamento de Riscos Financeiros com o objetivo de implementar diretrizes e monitorar o Risco Financeiro de operações que possam comprometer a liquidez e a rentabilidade da Companhia, recomendando estratégias de proteção (hedge) aos Riscos de Câmbio, juros e infl ação, as quais estão efetivas, em linha, com a estratégia da Companhia.

A premissa do Comitê de Gerenciamento de Riscos Financeiros é dar previsibilidade ao Caixa da Companhia para um prazo máximo de 12 meses, considerando o cenário econômico divulgado por uma consultoria externa.

Os principais riscos de exposição da Companhia estão relacionados a seguir:

Risco de taxas de câmbio

A CEMIG e suas controladas em conjunto estão expostas ao risco de elevação das taxas de câmbio, principalmente, à cotação do Dólar Norte-americano em relação ao Real, com impacto no endividamento, no resultado e no fl uxo de caixa. Com a fi nalidade de reduzir a exposição da CEMIG às elevações das taxas de câmbio, a Companhia possuía, em 31 de dezembro de 2010, operações contratadas de hedge, descritas em maiores detalhes no item “b”.

A exposição líquida, às taxas de câmbio, é como segue:

Dólar Norte-americanoEmpréstimos e Financiamentos ......................................................................... 175.963 229.393 411.479( +/ - ) Operações Contratadas de Hedge/swap .................................................. (45.426) 8.169 (63.198) 130.537 237.562 348.281Yen ..................................................................................................................... Empréstimos e fi nanciamentos .......................................................................... – – 100.160(–) Operações Contratadas de Hegde ................................................................. – – (100.037) – – 123Outras Moedas Estrangeiras .............................................................................. Empréstimos e Financiamentos - Euro .............................................................. 12.626 18.722 30.006 Outros ................................................................................................................ 2.675 3.151 5.229Passivo Líquido Exposto.................................................................................. 15.301 21.873 35.235 145.838 259.435 383.639

EXPOSIÇÃO ÀS TAXAS DE CÂMBIOConsolidado e Controladora

2010 2009 01/01/2009

Análise de sensibilidade

A Companhia, com base em seus consultores fi nanceiros, estima que, em um Cenário Provável, a depreciação cambial das moedas estrangeiras em relação ao Real, em 31 de dezembro de 2011, será de 8,03% para o Dólar (R$1,80) e 7,05% para o Euro (R$2,39).A Companhia fez uma Análise de Sensibilidade dos efeitos nos resultados da Companhia, advindos de uma depreciação cambial de 25% e 50% em relação ao Cenário Provável, considerados como Possível e Remoto, respectivamente.

Dólar Norte-americanoEmpréstimos e Financiamentos .......................................... 175.963 190.093 237.617 285.140(–) Operações Contratadas de Hedge/Swap ....................... (45.426) (49.073) (61.342) (73.610) 130.537 141.020 176.275 211.530Outras Moedas EstrangeirasEmpréstimos e Financiamentos .......................................... 2.675 2.890 3.612 4.335Euro ..................................................................................... 12.626 13.516 16.509 19.126Passivo Líquido Exposto................................................... 145.838 157.426 196.396 234.991Efeito Líquido da Depreciação Cambial ......................... – (11.586) (50.558) (89.153)

Risco - Exposições CambiaisCenário Base

2010Cenário Provável

Cenário Possível Depreciação

Cambial 25,00%

Cenário Remoto Depreciação

Cambial 50,00%

Risco de Taxa de juros

A Companhia e suas controladas em conjunto estão expostas ao risco de elevação das taxas de juros internacionais, com impacto nos Empréstimos e Financiamentos, em moeda estrangeira, com taxas de juros fl utuantes, principalmente Libor, no montante de R$58.905, (R$49.677, em 31 de dezembro de 2009).

No que se refere ao risco de elevação das taxas de juros nacionais, a exposição da Companhia ocorre em função do Passivo Líquido, indexado à variação da SELIC e CDI, conforme demonstrado a seguir:

Ativos ................................................ Aplicações Financeiras (Nota 3) ...... 2.885.088 4.416.089 1.942.879 292.577 634.887 239.545

Passivos ............................................ Empréstimos, Financiamentos e Debêntures (Nota 19) ................... (7.655.139) (8.162.927) (5.122.700) (410.393) (78.548) (80.328) Operações Contratadas de Hedge/Swap (Nota 31) .................... (45.426) 8.169 (162.235) – – – (7.700.565) (8.154.758) (5.284.935) (410.393) (78.548) (80.328)Passivo Líquido Exposto................. (4.815.477) (3.738.669) (3.442.056) (117.816) 556.339 159.217

EXPOSIÇÃO ÀS TAXAS DE JUROS NACIONAIS

Consolidado Controladora2010 2009 01/01/2009 2010 2009 01/01/2009


No que se refere ao risco de taxas de juros mais relevante, a Companhia estima que, em um Cenário Provável, a taxa SELIC, em 31 de dezembro de 2011, será de 12,75%. A Companhia fez uma Análise de Sensibilidade dos efeitos nos resultados da Companhia, advindos de uma alta na taxa SELIC de 25% e 50%, em relação ao Cenário Provável, considerados como Possível e Remoto, respectivamente.A taxa CDI acompanha a variação da taxa SELIC.

Estimativa de Cenários de evolução da taxa de juros deverá considerar a projeção dos cenários base, otimista e pessimista da Compa-nhia, com base nos seus consultores fi nanceiros, conforme descrito na Política de Hedge.

AtivosAplicações Financeiras ...................................................... 2.885.088 3.252.937 3.344.899 3.436.861

PassivosEmpréstimos, Financiamentos e Debêntures ..................... (7.655.139) (8.631.169) (8.875.177) (9.119.184)Operações Contratadas de Hedge/Swap ............................ (45.426) (51.217) (52.665) (54.113)

(7.700.565) (8.682.386) (8.927.842) (9.173.297)Passivo Líquido Exposto................................................... (4.815.477) (5.429.449) (5.582.943) (5.736.436)Efeito Líquido da Variação da SELIC ............................ – (613.972) (767.467) (920.959)

Risco - Alta nas Taxas de juros nacionais

2010 2011

Cenário Base SELIC 10,66%

Cenário Provável

SELIC 12,75%

Cenário Possível SELIC

15,9375%Cenário Remoto SELIC 19,125%

Risco de Crédito

O risco decorrente da possibilidade de a CEMIG e suas controladas virem a incorrer em perdas, advindas da difi culdade de recebimento dos valores faturados a seus clientes, é considerado baixo. A Companhia faz um acompanhamento, buscando reduzir a inadimplência, de forma individual, junto aos seus consumidores. Também são estabelecidas negociações que viabilizem o recebimento dos créditos eventualmente em atraso.

No que se refere ao risco decorrente da possibilidade de a Companhia vir a incorrer em perdas, advindas da decretação de insolvência de Instituição Financeira em que mantenha depósitos, foi aprovada uma Política de Aplicação Financeira que vigora desde 2004, por meio da qual cada Instituição é analisada segundo critérios de liquidez corrente, grau de alavancagem, grau de inadimplência, rentabilidade e custos, além de análise de três Agências de classifi cação de Riscos Financeiros. As instituições recebem limites máximos de alocação de recursos, que são revisados, periodicamente, ou sob qualquer alteração nos cenários macroeconômicos da Economia Brasileira.

Risco quanto à Escassez de Energia

A energia vendida é, substancialmente, gerada por Usinas hidrelétricas. Um período prolongado de escassez de chuva pode resultar na redução do volume de água dos reservatórios das Usinas, comprometendo a recuperação do volume destes, e acarretar perdas em função do aumento de custos na aquisição de energia ou redução de receitas com a adoção de um novo programa de racionamento, como o verifi cado em 2001.

Risco de Aceleração do Vencimento de Dívidas

A Companhia e suas controladas possuem Contratos de Empréstimos e Financiamentos, com Cláusulas Restritivas (“covenants”), normalmente, aplicáveis a esses tipos de operações, relacionadas ao atendimento de índices econômico-fi nanceiros, geração de caixa e outros indicadores. O não atendimento destas cláusulas poderia implicar o vencimento antecipado das dívidas.

Em 31 de dezembro de 2010, algumas cláusulas não foram atendidas. Para tanto, a Companhia obteve dos seus credores, de forma antecipada a data mencionada, o consentimento de não exercerem seus direitos de exigirem o pagamento imediato ou antecipado dos montantes devidos até 31 de dezembro de 2011. Vide nota explicativa nº 19.

Risco de não renovação das concessões

A Companhia possui Concessões para exploração dos serviços de Geração e Transmissão de energia elétrica com a expectativa, pela Administração, de que sejam renovadas pela ANEEL e/ou Ministério das Minas e Energia. Caso as renovações das Concessões não sejam deferidas, pelos órgãos reguladores, ou mesmo renovadas, mediante a imposição de custos adicionais para a Companhia (“concessão onerosa”), ou estabelecimento de um preço teto, os atuais níveis de rentabilidade e atividade podem ser alterados.

A Companhia não foi impactada, negativamente, de forma signifi cativa, em função de ocorrências relacionadas aos riscos descritos acima.

Risco de Liquidez

A CEMIG apresenta uma geração de caixa sufi ciente para cobrir suas exigências de curto prazo e para seu programa de aquisições e investimentos.

Os principais indicadores de “covenants” fi nanceiros, em que se confrontam as exigências de dívida com a geração de caixa (EBITDA) no exercício de 2010, demonstram o perfi l de liquidez da Empresa.

Ademais, tão importante quanto a qualidade da geração de caixa operacional do negócio é a administração do risco de liquidez, com um conjunto de metodologias, procedimentos e instrumentos coerentes com a complexidade do negócio e aplicados no controle permanente dos processos fi nanceiros, a fi m de se garantir o adequado gerenciamento dos riscos.

A estrutura adotada para a gestão dos riscos da CEMIG é matricial e descentralizada, porém com monitoramento centralizado, o que gera informações relevantes e com visão sistêmica. Essa estrutura permite que os processos de gestão de riscos corporativos interajam com outros ciclos de gestão, dentre os quais podem ser citados os Comitês de Governança Corporativa, de Priorização do Orçamento, de Gerenciamento de Riscos de Energia, de Riscos Seguráveis, de Controle e Gestão e de Gerenciamento de Riscos Financeiros, e atendam à Lei Sarbanes-Oxley e à Auditoria Interna.

O Comitê de Gerenciamento de Risco Financeiro, em particular, tem como fi nalidade implementar diretrizes para controlar o risco fi nanceiro de operações que possam comprometer a liquidez e a rentabilidade da Empresa.

No aspecto operacional, a CEMIG adota princípios rígidos e conservadores na gestão do fl uxo de caixa, estabelecendo em seu Estatuto Social covenants fi nanceiros, mais restritivos que os presentes nos contratos de dívida, e um valor de caixa mínimo para cada uma das empresas, estipulado em 5% do Lajida.

A CEMIG administra o risco de liquidez acompanhando permanentemente e de forma conservadora o seu fl uxo de caixa, numa visão orçamentária, que projeta os saldos mensalmente, para cada uma das empresas, em um período de 12 meses, e de liquidez diária, que projeta os saldos diariamente para 180 dias.

As alocações de curto prazo obedecem, igualmente, a princípios rígidos e estabelecidos em Política de Aplicações, manejando até 20% de seus recursos em fundos de investimento exclusivos de crédito privado, sem riscos de mercado, com a margem excedente aplicada diretamente em CDB’s ou operações compromissadas remuneradas pela taxa CDI.

Na gestão das aplicações, a empresa busca obter rentabilidade nas operações a partir de uma rígida análise de crédito bancário, obser-vando limites operacionais com bancos baseados em avaliações que levam em conta ratings, exposições e patrimônio. Busca também retorno trabalhando no alongamento de prazos das aplicações, sempre com base na premissa principal, que é o controle da liquidez.

Os prazos das aplicações em 31 de dezembro de 2010 estavam assim alocados:

Liquidez imediata ........................................................................................................................................................... 74,5%60 dias ............................................................................................................................................................................ 12,80%90 dias ............................................................................................................................................................................ 6,00%120 dias .......................................................................................................................................................................... 0,80%180 dias .......................................................................................................................................................................... 5,50%360 dias .......................................................................................................................................................................... 0,40% 100,00%

Prazos

O fl uxo de pagamentos das obrigaçoes da Companhia, com empréstimos, fi nanciamentos e debêntures, pós e pré-fi xadas, podem ser observadas na tabela abaixo:

Instrumentos Financeiros à taxa de Juros:– Pós-fi xadasEmpréstimos, fi nanciamentos e debêntures ............ 298.460 143.556 1.722.586 8.478.582 1.952.812 12.595.996Concessões a pagar ................................................. 215 633 1.613 38.398 77.317 118.176– Pré-fi xadasEmpréstimos, fi nanciamentos e debêntures ............ – – 37.964 592.530 – 630.494 298.675 144.189 1.762.163 9.109.510 2.030.129 13.344.666

ConsolidadoAté

1 mêsDe 1 a

3 mesesDe 3 meses a

1 anoDe 1 a 5 anos

Mais de 5 anos Total

Instrumentos Financeiros à taxa de Juros:– Pós-fi xadasEmpréstimos, fi nanciamentos e debêntures ............ – – 545.737 755.173 – 1.310.910

ControladoraAté

1 mêsDe 1 a

3 mesesDe 3 meses a

1 anoDe 1 a 5 anos




b) Instrumentos Financeiros - Derivativos

Os Instrumentos Derivativos, contratados pela CEMIG e controladas têm o propósito de proteger as operações contra os riscos decor-rentes de variação cambial e não são utilizados para fi ns especulativos.

Os valores do Principal das operações com Derivativos não são registrados no Balanço Patrimonial, visto que são referentes a operações que não exigem o trânsito de caixa integral, mas somente dos ganhos ou perdas auferidos ou incorridos. Os resultados líquidos, nestas operações, representam uma perda, em 31 de dezembro de 2010, no montante de R$6.072 (R$89.579 em 31 de dezembro de 2009), registradas no Resultado Financeiro.

A Companhia possui um Comitê e Gestão de Riscos Financeiros, criado com o objetivo de monitorar os Riscos Financeiros, relativos à volatilidade e tendências dos índices de infl ação, taxas de câmbio e taxas de juros, que afetam suas transações fi nanceiras, e as quais

poderiam afetar, negativamente, a liquidez e lucratividade. Esse Comitê objetiva, ao implementar Planos de ação, a fi xação de Diretrizes para operação proativa no ambiente de Riscos Financeiros.

Metodologia de cálculo do valor justo das posições

O cálculo do valor justo dos instrumentos fi nanceiros foi elaborado, considerando as cotações de Mercado do papel ou informações de Mercado, que possibilitem tal cálculo, bem como as taxas futuras de juros e câmbio de papéis similares. O valor de Mercado do título corresponde ao seu valor de vencimento, trazido a valor presente pelo fator de desconto, obtido da curva de juros de Mercado, em Reais.

O quadro, a seguir, apresenta os Instrumentos Derivativos, contratados pelas Controladas, Cemig Distribuição e Madeira Energia em 31 de dezembro de 2010.

Perda não realizada Efeito acumuladoDireito da Companhia Obrigação da Companhia Período de Vencimento Mercado de Negociação Valor principal contratado Valor Conforme contrato Valor justo Valor Recebido Valor Pago

2010 2009 2010 2009 2010 2009 2010 2009Cemig Distribuição SAUS$ variação cambial + taxa ................. R$ 100% do CDI + taxa(5,58% a.a. a 7,14% a.a.) ....................... (1,5% a.a. a 3,01% a.a.) De 04/2009 até 06/2013 Balcão 27.263 38.382 (67.804) (79.305) (64.366) (78.305) − (24.337)

Madeira Energia ASR$ IGP-M............................................... R$ 5,86% pré-fi xada Em 12/2012 Balcão R$120.000 R$120.000 2.235 (3.149) 2.235 (3.149) 252 (186)Euro ........................................................ Variação preço futuro do Euro Em 02/2012 Opção R$2.375 − (44) − (44) − − (125) (65.613) (82.454) (62.175) (81.454) 252 (24.648)

A contraparte das operações de derivativos da Cemig Distribuição e Madeira Energia é o Banco Santander - ABN, e os contratos são de swap cambial e de indexadores.


O instrumento derivativo descrito acima indica que a companhia está exposta à variação do CDI. A companhia estima que a taxa do CDI, em 31 de dezembro de 2011, será de 12,75%. A companhia fez uma análise de sensibilidade dos efeitos nos resultados da compa-nhia advindos de uma alta na taxa SELIC de 25% e 50% em relação a 31 de dezembro de 2010, dos cenários que consideramos como possível e remoto, respectivamente. Nestes cenários, a taxa do CDI em 31 de dezembro de 2011 seria de 15,9375% e 19,125%, respec-tivamente.

Risco - Alta nas Taxas de juros nacionaisContratos atualizados a 100,00% do CDI ........... 45.426 51.217 52.665 54.113Efeito Líquido da Variação da CDI ................. − (5.792) (7.240) (8.688)Risco - Alta do US$Contratos atualizados a 100,00% do CDI ........... 45.426 49.073 61.342 73.610Efeito Líquido da Variação do US$ ................. − (3.648) (15.916) (28.184)Efeito Líquido .................................................... (2.144) 8.676 19.497

Cenário Base SELIC 10,66%

Cenário ProvávelSELIC 12,75%

Cenário PossívelSELIC 15,9375%

Cenário RemotoSELIC 19,125%

Valor e tipo de margens dadas em garantia

A Companhia não deposita margens de garantias para os Instrumentos Derivativos.

c) Administração de Capital

A dívida da Companhia para a relação ajustada no capital ao fi nal do exercício é apresentada a seguir:

Total do Passivo ....................................................................... 22.079.701 19.128.149 19.128.149Caixa e Equivalentes de Caixa ................................................ 2.979.693 4.424.959 2.283.937Dívida Líquida ......................................................................... 19.100.008 14.703.190 16.844.212

Total do Patrimônio Líquido .................................................... 11.476.133 11.165.501 10.106.645Valores acumuladosno Patrímônio referente a hedge de fl uxos de caixa ........................................................ 1.393 – –Capital Ajustado ....................................................................... 11.474.740 11.165.501 10.106.645

Relação Dívida Líquida sobre Capital Ajustado em 31 de dezembro ...................................................................... 1,66 1,32 1,67

2010 2009 01/01/2009

28. MENSURAÇÃO PELO VALOR JUSTO

A companhia adota a mensuração a valor justo de seus ativos e passivos fi nanceiros. Valor justo é mensurado a valor de mercado com base em premissas em que os participantes do mercado possam mensurar um ativo ou passivo. Para aumentar a coerência e a compara-bilidade, a hierarquia do valor justo prioriza os insumos utilizados na medição em três grandes níveis, como segue:

Nível 1. Mercado Ativo: Preço Cotado – Um instrumento fi nanceiro é considerado como cotado em mercado ativo se os preços cotados forem pronta e regularmente disponibilizados por bolsa ou mercado de balcão organizado, por operadores, por corretores, ou por associação de mercado, por entidades que tenham como objetivo divulgar preços po por agências reguladoras, e se esses preços representarem transações de mercado que ocorrem regularmente entre partes independentes, sem favorecimento.

Nível 2. Sem Mercado Ativo: Técnica de Avaliação - Para um instrumento que não tenha mercado ativo o valor justo deve ser apurado utilizando-se metodologia de avaliação/apreçamento. Podem ser utilizados critérios como dados do valor justo corrente de outro instrumento que seja substancialmente o mesmo, de análise de fl uxo de caixa descontado e modelos de apreçamento de opções. O objetivo da técnica de avaliação é estabelecer qual seria o preço da transação na data de mensuração em uma troca com isenção de interesses motivada por considerações do negócio.

Nível 3. Sem Mercado Ativo: Título Patrimonial – Valor justo de investimentos em títulos patrimoniais que não tenham preços de mercado cotados em mercado ativo e de derivativos que estejam a eles vinculados e que devam ser liquidados pela entrega de títulos patrimoniais não cotados.

A seguir está um resumo dos instrumentos que são mensurados pelo seu valor justo:

AtivosAplicações FinanceirasCertifi cados de Depósitos Bancários ........ 2.838.200 – 2.838.200 –Letras Financeiras do Tesouro (LFTs) ...... 121.586 121.586 – –Depósitos Overnight ................................ 247.160 247.160 – –PassivosContratos de Swaps .................................. 69.271 – 69.271 –

Valor justo em 31 de dezembro de 2010

Descrição

Saldo em 31 de dezembro,

2010

Mercado Ativo – Preço Cotado

(Nível 1

Sem Mercado Ativo – Técnica de Avaliação

(Nível 2)

Sem Mercado Ativo – Título Patrimonial

(Nível 3)

Metodologia de cálculo do valor justo

a) O cálculo do valor justo das aplicações fi nanceiras foi elaborado levando-se em consideração as cotações de mercado do papel, ou informações de mercado que possibilitem tal cálculo, levando-se em consideração as taxas futuras de juros e câmbio de papéis similares. O valor de mercado do título corresponde ao seu valor de vencimento trazido a valor presente pelo fator de desconto obtido da curva de juros de mercado em reais.

b) Contratos de Swaps: O critério de marcação a mercado das operações de derivativos consiste em estabelecer o preço atual de uma operação já contratada de tal forma que sua reposição traga os mesmos resultados de uma nova operação. A precifi cação de Swaps é feita pela diferença entre os valores a mercado de cada uma de suas pontas corrigidas pelo seu indexador. A precifi cação do Swap da ponta CDI é calculada da data de início da operação até a data de verifi cação considerando a projeção futura deste indexador.A precifi cação da ponta Dólar do Swap é corrigida pela variação cambial da moeda, considerando uma expectativa futura e prêmio de risco embutido.

29 . SEGUROS

A CEMIG, suas controladas e controladas em conjunto mantém apólices de seguro visando cobrir danos em determinados itens do seu ativo, por orientação de especialistas, conforme relação abaixo, levando em conta a natureza e o grau de risco, por montantes conside-rados sufi cientes para cobrir eventuais perdas signifi cativas sobre seus ativos e responsabilidades. As premissas de riscos adotadas, dada a sua natureza, não fazem parte do escopo de uma auditoria de Demonstrações Contábeis, consequentemente não foram examinadas pelos auditores independentes.

CEMIG, Cemig Distribuição e Cemig Geração e TransmissãoAeronáutico – Aeronaves ........................................................ Casco 25/05/2009 a 29/04/2010 US$9.732 US$127

ResponsabilidadeAeronáutico – Aeronaves ........................................................ Civil 25/05/2009 a 29/04/2010 US$24.000 Almoxarifados, Instalações Prediais e Equipamentos de Telecomunicações ............................................................. Incêndio 08/11/2009 a 08/11/2010 730.834 182Risco Operacional – Geradores, Turbinas e Equipamentos de Potência ............................................................................ Total 05/05/2009 a 05/05/2010 *1.954.333 3.264

LightDiretores e Conselheiros ......................................................... Total 10/08/2009 a 10/08/2010 US$20.000 US$81Responsabilidade Civil Geral ................................................. Total 25/09/2009 a 25/09/2010 20.000 452Risco Operacional ................................................................... Total 31/10/2009 a 31/10/2010 * * 3.572.187 1.632

TAESARisco Operacional – Subestações, almoxarifado e Inst. Prediais ....................................................................... Total 19/04/2009 a 19/09/2010 **1.007.207 1.360

Empresas Concessionárias ou não de Serviços de Produção Responsabilidade e Distribuição de Energia Elétrica ......................................... Civil 19/04/2009 a 19/09/2010 16.000 198

105% a 110%Veículos ................................................................................... da Tabela Fipe 19/08/2009 a 18/02/2011 – 235

Madeira Energia ResponsabilidadeGarantia de obrigações públicas ............................................. Civil 7/03/2008 a 11/10/2016 ****650.000 20.227Risco Operacional de Engenharia – Construção, Instalação e montagem ........................................................................... Total 11/11/2008 a 3/11/2016 – 104.330

ResponsabilidadeResponsabilidade Civil Geral ................................................. Civil 6/04/2009 a 06/04/2012 – 2.088

ResponsabilidadeConselheiros, Diretores e Administradores ............................. Civil 15/08/2009 a 15/08/2010 – 315

Ativos Cobertura Data de VigênciaImportância

SeguradaPrêmio Anual

(*) O limite máximo de indenização (LMI) é de R$186.615.(**) O limite máximo de indenização (LMI) é de R$300.000.(***) O limite máximo de indenização (LMI) é de R$16.000.(****) O limite máximo de indenização (LMI) é de R$650.000.

A CEMIG não tem apólices de seguro para cobrir acidentes com terceiros, exceto para suas aeronaves, e não está solicitando propostas para este tipo de seguro. Adicionalmente, a CEMIG não solicitou propostas e não possui apólices vigentes para seguros contra eventos que poderiam afetar suas instalações, tais como terremotos e inundações, falhas sistêmicas ou risco de interrupção dos negócios, não tendo sido apuradas perdas signifi cativas em função dos riscos acima mencionados.

30. OBRIGAÇÕES CONTRATUAIS

A CEMIG e suas controladas possuem obrigações contratuais e compromissos que incluem a amortização de empréstimos e fi nan-ciamentos, contratos com empreiteiros para a construção de novos empreendimentos, compra de energia elétrica de Itaipu e outros, conforme demonstrado na tabela a seguir:

Empréstimos e Financiamentos .................... 2.202.566 3.124.278 1.983.755 2.443.257 1.519.822 475.741 1.477.071 13.226.490Compra de Energia Elétrica de Itaipu ................................ 835.539 884.920 894.590 709.063 732.336 755.565 32.559.116 37.371.129Transporte de Energia Elétrica de Itaipu .................. 69.304 73.878 77.159 61.469 64.043 66.655 2.090.479 2.502.987Compra de Energia - Leilão .................... 2.332.878 2.400.933 2.387.598 1.965.492 2.269.239 2.396.916 65.152.442 78.905.498Outros contratos de compra de energia ............................. 878.524 827.495 655.997 743.048 751.870 733.675 8.430.062 13.020.671Dívida com Plano de Pensão-FORLUZ ................. 74.315 69.805 45.518 48.249 51.144 54.213 524.932 868.176Luz para todos 2 ..................... 431.637 – – – – – – 431.637Total ....................................... 6.824.763 7.381.309 6.044.617 5.970.578 5.388.454 4.482.765 110.234.102 146.326.588

2011 2012 2013 2014 2015 20162017 em diante Total

31. RESULTADO FINAL DA SEGUNDA REVISÃO TARIFÁRIA E REAJUSTE TARIFÁRIO DA CEMIG DISTRIBUIÇÃO DE 2010

Revisão Tarifária - IRT 2010

Em 06 de abril de 2010, a ANEEL divulgou o resultado do Reajuste Tarifário da Cemig Distribuição. Com isso, as tarifas da Companhia tiveram um impacto médio positivo de 1,67% a partir de 8 de abril de 2010.



RELATÓRIO DOS AUDITORES INDEPENDENTES SOBRE AS DEMONTRAÇÕES CONTÁBEIS

Revisão Tarifária - valores defi nitivos

Em março de 2009, a ANEEL homologou o resultado defi nitivo da Revisão Tarifária da Cemig Distribuição, cujos efeitos preliminares ocorreram a partir de abril de 2008.

O resultado defi nitivo da segunda Revisão Tarifária da Companhia representou uma redução média de 19,62%, em comparação à redução média aplicada de forma provi-sória, em abril de 2008, no percentual de 18,09%.

Em função da homologação da Revisão Tarifária defi nitiva, a ANEEL recalculou os valores que, considerados por ela, deveriam ter sido aqueles efetivamente reconhecidos no Reajuste Tarifário da Companhia a partir de abril de 2008.

32. REVISÕES TARIFÁRIAS DE TRANSMISSÃO

Primeira revisão tarifária

A primeira Revisão Tarifária da Transmissão, para toda a base de ativos da Companhia, foi aprovada pela diretoria da ANEEL, em 17 de junho de 2009, na qual a Agência fi xou o reposicionamento da Receita Anual Permitida (RAP) da Companhia em 5,35%, retroativo a 2005.

Em 01 de junho de 2010, a ANEEL concedeu e deu provimento ao Recurso Adminis-trativo, interposto pela Companhia, com alteração no reposicionamento da sua primeira

Revisão Tarifária periódica de 5,35% para 6,96 %.

Segunda revisão tarifária

Em 8 de junho de 2010, a ANEEL homologou o resultado da Segunda Revisão Tarifária da Transmissão da Companhia, que fi xou o reposicionamento da Receita Anual Permi-tida (RAP) em menos 15,88%, retroativo a junho de 2009.

33. DEMONSTRAÇÕES DO VALOR ADICIONADO - DVA

Conforme requerimento do BRGAAP aplicável as Companhias abertas e como infor-mação adicional para fi ns de IFRS, a companhia elaborou demonstrações do valor adicionado individuais e consolidadas.

Essas demonstrações, fundamentadas em conceitos macroeconômicos, buscam apresentar a parcela do Grupo na formação do Produto Interno Bruto por meio da apuração dos respectivos valores adicionados tanto pelo Grupo quanto o recebido de outras entidades, e a distribuição desses montantes aos seus empregados, esferas governamentais, arrendadores de ativos, credores por empréstimos, fi nanciamentos e títulos de dívida, acionistas controladores e não controladores, e outras remune-rações que confi gurem transferência de riqueza a terceiros. O referido valor adicio-nado representa a riqueza criada pelo Grupo, de forma geral, medido pelas receitas

* * * * * * *

(Original assinado pelos signatários abaixo)

Djalma Bastos de MoraisDiretor Presidente

Frederico Pacheco de MedeirosDiretor de Gestão Empresarial

Fuad Jorge Noman FilhoDiretor de Gás

Luiz Henrique MichalickDiretor de Relações Institucionais e Comunicação

Leonardo George de MagalhãesSuperintendente de Controladoria

CRC-MG-53.140

Arlindo Porto NetoDiretor Vice-Presidente

Fernando Henrique Schüffner NetoDiretor de Desenvolvimento de Negócios e

Controle Empresarial das Controladas e Coligadas

José Raimundo Dias FonsecaDiretor Comercial

Luiz Fernando RollaDiretor de Finanças, Relações com Investidores

e Controle Financeiro de Participações

Luiz Henrique de Castro CarvalhoDiretor de Geração e Transmissão

José Carlos de MattosDiretor de Distribuição e Comercialização

Maria Celeste Morais GuimarãesDiretora Jurídica

Mário Lúcio BragaGerente de Contabilidade

Contador – CRC-MG-47.822

AoConselho de Administração e aos Acionistas daCompanhia Energética de Minas Gerais – CEMIGBelo Horizonte – MG

Examinamos as demonstrações contábeis individuais e consolidadas da Companhia Energética de Minas Gerais – CEMIG (“Companhia”), identifi cadas como Controla-dora e Consolidado, respectivamente, que compreendem o balanço patrimonial em 31 de dezembro de 2010 e as respectivas demonstrações do resultado, do resultado abran-gente, das mutações do patrimônio líquido e dos fl uxos de caixa, para o exercício fi ndo naquela data, assim como o resumo das principais práticas contábeis e demais notas explicativas.

Responsabilidade da Administração sobre as demonstrações contábeis

A Administração da Companhia é responsável pela elaboração e adequada apresentação das demonstrações contábeis individuais de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e das demonstrações contábeis consolidadas de acordo com as normas inter-nacionais de relatório fi nanceiro (IFRS) emitidas pelo International Accounting Stan-dards Board – IASB, e de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, assim como pelos controles internos que ela determinou como necessários para permitir a elaboração dessas demonstrações contábeis livres de distorção relevante, independen-temente se causada por fraude ou erro.

Responsabilidade dos auditores independentes

Nossa responsabilidade é a de expressar uma opinião sobre essas demonstrações contá-beis com base em nossa auditoria, conduzida de acordo com as normas brasileiras e internacionais de auditoria. Essas normas requerem o cumprimento de exigências éticas pelos auditores e que a auditoria seja planejada e executada com o objetivo de obter segurança razoável de que as demonstrações contábeis estão livres de distorção rele-vante.

Uma auditoria envolve a execução de procedimentos selecionados para obtenção de evidência a respeito dos valores e divulgações apresentados nas demonstrações contá-beis. Os procedimentos selecionados dependem do julgamento do auditor, incluindo a avaliação dos riscos de distorção relevante nas demonstrações contábeis, independente-mente se causada por fraude ou erro. Nessa avaliação de riscos, o auditor considera os controles internos relevantes para a elaboração e adequada apresentação das demonstra-ções contábeis da Companhia para planejar os procedimentos de auditoria que são apro-priados nas circunstâncias, mas não para fi ns de expressar uma opinião sobre a efi cácia desses controles internos da Companhia. Uma auditoria inclui, também, a avaliação da adequação das práticas contábeis utilizadas e a razoabilidade das estimativas contábeis feitas pela administração, bem como a avaliação da apresentação das demonstrações contábeis tomadas em conjunto.

Acreditamos que a evidência de auditoria obtida é sufi ciente e apropriada para funda-mentar nossa opinião.

Opinião sobre as demonstrações contábeis individuais

Em nossa opinião, as demonstrações contábeis individuais acima referidas apresentam adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição patrimonial e fi nanceira da Companhia Energética de Minas Gerais – CEMIG em 31 de dezembro de 2010, o desempenho de suas operações e os seus fl uxos de caixa para o exercício fi ndo naquela data, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil.

Opinião sobre as demonstrações contábeis consolidadas

Em nossa opinião, as demonstrações contábeis consolidadas acima referidas apresentam adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição patrimonial e fi nanceira consolidada da Companhia Energética de Minas Gerais S.A. em 31 de dezembro de 2010, o desempenho consolidado de suas operações e os seus fl uxos de caixa consoli-dados para o exercício fi ndo naquela data, de acordo com as normas internacionais de relatório fi nanceiro (IFRS) emitidas pelo International Accounting Standards Board – IASB e as práticas contábeis adotadas no Brasil.

Ênfases

Conforme descrito na nota explicativa 2.9, as demonstrações contábeis individuais foram elaboradas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil. No caso da Companhia Energética de Minas Gerais – CEMIG essas práticas diferem do IFRS, aplicável às demonstrações contábeis separadas, somente no que se refere à avaliação dos investimentos em controladas e controladas em conjunto pelo método de equivalência patrimonial, enquanto que para fi ns de IFRS seria custo ou valor justo.

A controlada indireta em conjunto Madeira Energia S.A. - MESA e sua controlada incorreram em gastos relacionados com o desenvolvimento do projeto de construção da Usina Hidrelétrica Santo Antônio, os quais, de acordo com as projeções fi nanceiras preparadas pela sua Administração, deverão ser absorvidos pelas receitas das opera-ções. A realização do ativo imobilizado consolidado constituído pelos referidos gastos, que em 31 de dezembro de 2010 totalizavam R$7.077,9 milhões, de acordo com as expectativas da administração, dar-se-á a partir do início das operações, previsto para dezembro de 2011. O montante proporcional à Companhia é de R$707,8 milhões no ativo imobilizado.

Outros assuntos

Demonstrações do valor adicionado

Examinamos, também, as demonstrações individual e consolidada do valor adicio-nado (DVA), elaboradas sob a responsabilidade da administração da Companhia, referentes ao exercício fi ndo em 31 de dezembro de 2010, cuja apresentação é reque-rida pela legislação societária brasileira para companhias abertas, e como infor-mação suplementar pelas IFRS que não requerem a apresentação da DVA. Essas demonstrações foram submetidas aos mesmos procedimentos de auditoria descritos anteriormente e, em nossa opinião, estão adequadamente apresentadas, em todos os seus aspectos relevantes, em relação às demonstrações contábeis tomadas em conjunto.

Auditoria dos valores correspondentes ao exercício anterior

Os valores correspondentes ao exercício fi ndo em 31 de dezembro de 2009, apresen-tados para fi ns de comparação, foram anteriormente por nós auditados de acordo com as normas de auditoria vigentes por ocasião da emissão do relatório em 23 de março de 2010, que não conteve nenhuma modifi cação. As normas de auditoria então vigentes permitiam divisão de responsabilidade, portanto, como as demonstrações contábeis das controladas em conjunto Empresa Paraense de Transmissão de Energia S.A., Empresa Norte de Transmissão de Energia S.A., Empresa Regional de Transmissão de Energia S.A., Empresa Amazonense de Transmissão de Energia S.A., Empresa Catarinense de Transmissão de Energia S.A., Companhia Transleste de Transmissão, Companhia Transudeste de Transmissão, Companhia Transirapé de Transmissão, Central Eólica Praias de Parajuru S.A., Central Eólica Praia de Morgado S.A., Central Eólica Volta do Rio S.A., Transchile Charrua Transmisión S.A., Axxiom Soluções Tecnológicas S.A., Companhia de Transmissão Centroeste de Minas, Hidrelétrica Cachoeirão S.A., Empresa Brasileira Transmissão de Energia S.A. e Madeira Energia S.A., relativas ao exercício fi ndo em 31 de dezembro de 2009, foram examinadas por outros auditores independentes, a nossa opinião, no que diz respeito aos valores dos investimentos e dos resultados decorrentes dessas controladas em conjunto, está baseada nos pareceres sem ressalvas desses auditores.

Belo Horizonte, 28 de março de 2011.

KPMG Auditores Independentes Marco Túlio Fernandes FerreiraCRC SP014428/O-6-F-MG Contador CRCMG058176/O-0

de vendas de bens e dos serviços prestados, menos os respectivos insumos adqui-ridos de terceiros, incluindo também o valor adicionado produzido por terceiros e transferido à entidade.

34. EVENTOS SUBSEQUENTES

Foi outorgada na Assembleia Geral Extraordinária da CEMIG, datada de 24 de março de 2011, uma opção de venda ao Fundo de Investimento em Participações Redentor – FIP Redentor (“FIP Redentor”), que terá o direito de vender a totalidade das ações da Parati S.A. Participações em Ativos de Energia Elétrica (“Parati”),pertencentes ao FIP Redentor, ao fi nal do 60º mês da data de subscrição das ações, em que a CEMIG terá que a obrigação de comprá-las ou de indicar um terceiro para que o faça. O valor do exercício será o valor pago quando da subscrição das ações, adicionado a outros gastos para constituição e administração do fundo, atualizados pelo CDI + 0,9%a.a.

A Parati terá por objeto adquirir as ações que representem até 26,06% do capital votante da Light, detidas indiretamente pelo FIP PCP e pela Enlighted. A CEMIG participará em até 25% da Parati, e os demais cotistas (Banco Sandanter (Brasil) S.A., Banco Voto-rantim S.A., BB Banco de Investimento S.A. e BTG Pactual S.A.) a partir de 75%.

Sendo exercida a opção de venda, o pagamento do valor do exercício e a transferência das ações da Parati estarão condicionados à aprovação prévia da ANEEL.

PARECER DO CONSELHO FISCAL

DECLARAÇÃO DE REVISÃO DAS DEMONSTRA ÇÕES FINANCEIRAS PELOS DIRETORES

DECLARAÇÃO DE REVISÃO PELOS DIRETORES DO RELATÓRIO DOS AUDITORES INDEPENDENTES

SOBRE AS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS


Eu, Anamaria Pugedo Frade Barros, Superintendente da Secretaria Geral e Executiva Empresarial da Companhia Energética de Minas Gerais, declaro, para os devidos fi ns, que na 2562ª reunião da Diretoria Executiva da Companhia Energética de Minas Gerais – Cemig, realizada em 15-03-2011, encontrei registrada, dentre outros assuntos, a apro-vação da conclusão, em 15-03-2011, das Demonstrações Financeiras da Companhia rela-tiva ao exercício social de 2010; bem como o encaminhamento ao Conselho de Adminis-tração para deliberação e encaminhamento à Assembleia Geral Ordinária do Relatório da Administração, das Demonstrações Financeiras do exercício de 2010 e dos respectivos documentos complementares. Sobre tais documentos, os diretores presentes à reunião declaram que reviram, discutiram e concordaram com as citadas Demonstrações Finan-ceiras. Por ser verdade, passo esta certidão, sob a responsabilidade do meu cargo.


Anamaria Pugedo Frade BarrosSuperintendente da Secretaria Geral e Executiva Empresarial

Eu, Anamaria Pugedo Frade Barros, Superintendente da Secretaria Geral e Executiva Empresarial da Companhia Energética de Minas Gerais, declaro, para os devidos fi ns, que na 2562ª reunião da Diretoria Executiva da Companhia Energética de Minas Gerais – Cemig, realizada em 15-03-2011, encontrei registrada, dentre outros assuntos, a apro-vação da conclusão, em 15-03-2011, das Demonstrações Financeiras da Companhia relativa ao exercício social de 2010; bem como o encaminhamento ao Conselho de Administração para deliberação e encaminhamento à Assembleia Geral Ordinária do Relatório da Administração, das Demonstrações Financeiras do exercício de 2010 e dos respectivos documentos complementares. Sobre tais documentos, os diretores presentes à reunião declararam que reviram, discutiram e concordaram com as opiniões expressas pelos representantes dos Auditores Independentes. Por ser verdade, passo esta certidão, sob a responsabilidade do meu cargo.


Anamaria Pugedo Frade Barros

Superintendente da Secretaria Geral e Executiva Empresarial

Os membros do Conselho Fiscal da Companhia Energética de Minas Gerais – CEMIG, infra-assinados, no desempenho de suas funções legais e estatutárias, examinaram o Relatório da Administração e as Demonstrações Financeiras, referentes ao exercício fi ndo em 31-12-2010, e respectivos documentos complementares. Após verifi carem que os documentos acima mencionados refl etem a situação econômico-fi nanceira da Empresa e considerando, também, os esclarecimentos prestados pelos representantes da Administração da Companhia e de seus auditores independentes (KPMG Auditores Independentes), opinam os membros do Conselho Fiscal, por unanimidade, favoravel-mente à aprovação dos mesmos nas Assembléias Gerais Ordinária e Extraordinária, a realizarem-se, cumulativamente, em 29 de abril de 2011.


Sociedade Anônima de Capital Aberto CNPJ nº 06.981.180/0001-16 Belo Horizonte - MG



A Cemig Distribuição submete à apreciação de V.Sas. o Relatório da Administração em conjunto com as Demonstrações Contábeis e pareceres do Conselho Fiscal e dos Auditores Independentes referentes ao exercício fi ndo em 31 de dezembro de 2010.


O ano de 2010 foi marcado pela consolidação de importantes avanços que a Compa-nhia vem realizando nos últimos anos, relacionados principalmente a busca da efi ci-ência operacional e a melhoria dos indicadores de qualidade no atendimento a popu-lação do Estado de Minas Gerais.

Destaca-se o nosso Programa de Investimentos programado para o 2º ciclo de revisão tarifária da Companhia, no período de 2008 a 2013, em valor superior a R$3,2 bilhões de reais, com o objetivo de expansão e principalmente reforma e melhoria das atuais redes de distribuição.

Além do montante mencionado acima, continuamos a investir no Programa Luz para Todos. As próximas etapas do Programa, com previsão de conclusão em 2011, permi-tirão a ligação de aproximadamente mais 100 mil novos consumidores, que somados aos consumidores já ligados em anos anteriores, equivale ao atendimento a mais de 300 mil novos consumidores, mais de 1 milhão de mineiros.

Somados os investimentos realizados no Programa Luz para Todos e demais projetos da Companhia, alcançamos um investimento em 2010 de R$448 milhões.

Esses investimentos que estão sendo feitos pela Companhia já se refl etiram em nossos indicadores de qualidade e atendimento da Cemig Distribuição em 2010. Conse-guimos obter uma redução de 7,2% na duração das interrupções de energia e de mais de 20% no número de interrupções, representando uma melhor prestação de serviços para a população do Estado de Minas Gerais.

Fechamos o ano com um lucro de 441 milhões, que ajustado pelos itens não recor-rentes, alcança R$568 milhões e representa um decréscimo de 35,31% em relação ao ano anterior, quando também ajustado pelos itens não recorrentes. Deve ser ressaltado que esses resultados refl etem as novas normas de contabilidade, com a baixa de todos os ativos e passivos regulatórios da Companhia. Da mesma forma, a geração de caixa, foi de R$ 1.370 milhões, medida pelo Lajida e também ajus-tada pelos itens não recorrentes, apresentando uma redução de 23,51% em relação a 2009.

Na Cemig Distribuição a efi ciência operacional é uma busca contínua. Temos o desafi o de reduzirmos os nossos custos em um ambiente de demanda aquecida, com pressão sobre os custos de serviços e da mão de obra contratada. Nesse cenário, implemen-tamos planos de desligamento voluntário nos anos anteriores que nos permitiram uma redução em nossa despesa com pessoal. Temos agora o desafi o de consolidar esses ganhos através de disciplina fi nanceira e que já em 2011 possamos obter resultados melhores que os obtidos em 2010.

Temos a expectativa que a economia brasileira continue a crescer em 2011, e a conti-nuidade dos investimentos em infraestrutura, onde a disponibilização de energia que viabilize esses investimentos é fundamental. Entendemos que a CEMIG tem um papel relevante neste processo, como empresa de energia que atende a milhões de consumidores residenciais e parcela representativa das empresas do Estado de Minas Gerais.

Agradecemos aos nossos colaboradores pelo comprometimento e competência e, em especial, ao nosso acionista controlador, o Governo de Minas Gerais. E a integração dos esforços que fazem da CEMIG a melhor energia do Brasil.

CENÁRIO ECONÔMICO

O ano de 2010 foi marcado pelo acentuado crescimento econômico, deixando para trás os principais efeitos da crise fi nanceira iniciada em 2008. No que se refere à economia mundial, apesar da recuperação mais lenta nos Estados Unidos e Europa, a contribuição dos países emergentes do BRIC, Brasil, Rússia, Índia e China, foram cruciais nesta recuperação, com crescimento elevando e atração de investimentos dos capitais internacionais.


O PIB brasileiro apresentou em 2010 um crescimento expressivo de 7,5%. Para o ano de 2011, as estimativas apontam para um crescimento próximo a 4%. O mercado de trabalho continuará aquecido, assim como os investimentos. Teremos um cenário externo mais favorável para o saldo da balança comercial, com alta nos preços das commodities e a retomada do crescimento das grandes economias, o que infl uen-ciará diretamente nas exportações brasileiras. Para o mercado de energia elétrica os impactos serão positivos com refl exos diretos no aumento no consumo. Investimentos serão necessários, principalmente no mercado de geração, para suportar o iminente crescimento da demanda.

As oportunidades de crescimento na economia brasileira para 2011 também serão fortemente impactadas, pelos investimentos nas reservas petrolíferas do Pré-Sal e pelas necessidades de investimentos na preparação da infraestrutura para a copa do mundo em 2014 e das olimpíadas em 2016, que contribuirão com a geração de novos empregos, com refl exos diretos no poder de compra e aquecimento da economia.

A CEMIG DISTRIBUIÇÃO

A Cemig D é uma empresa mista de capital aberto, subsidiária integral da CEMIG – Companhia energética de Minas Gerais.

Foi constituída em 8 de setembro de 2004 e com início das suas operações a partir de 1º de janeiro de 2005, como resultado do processo de desmembramento das ativi-dades da CEMIG. Suas ações não são negociadas em bolsa de valores.

A Cemig D é a maior empresa distribuidora da América Latina, com 457.463 km de redes de distribuição (97.901 em área urbana e 359.562 de redes rurais) e 17.096 km de linhas de subtransmissão de alta e média tensão, com 7,1 milhões de consumi-dores.

A Companhia possui ainda o maior índice de atendimento aos consumidores de baixa renda do Brasil. Do total de consumidores da classe residencial faturados em 2010, 39,8% estavam representados por consumidores de baixa renda, correspondente a aproximadamente 2,3 milhões de consumidores.

NorteMontes Claros

TriânguloUberlândia

LesteGov. Valadares

MantiqueiraJuiz de Fora

Sul Varginha

OesteDivinópolis Centro

Belo Horizonte

Área de Atuação da Cemig Distribuição Distribuição S.A.








A Cemig Distribuição S.A. participou de três leilões do Ambiente de Contratação Regu-lada, promovidos pela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, com período de fornecimento compreendido entre 2015 e 2044, onde foram comprados pela empresa:

LeilãoMontante

(MW médios)Preço médio (R$/MWh)

Belo Monte ........................................................... 432,72 77,97Leilão A-5 – 1º Semestre ..................................... 46,78 99,48Leilão A-5 – 2º Semestre ..................................... 135,82 67,31

Fornecimento de Energia Elétrica

A energia faturada aos clientes cativos e a energia transportada para clientes livres, distribuidoras e concessionárias com acesso às redes da Cemig D, no ano de 2010, tota-lizou 25.037 GWh, com crescimento de 11,02% em relação ao ano de 2009. Esse resul-tado é uma composição do crescimento de 27,8% no volume de energia transportada, em face da expansão da atividade industrial e da migração de clientes cativos para o mercado livre, e da expansão de 3,4% no mercado cativo, com destaque para as classes Residencial, Comercial/Serviços e Rural.

Venda de Energia – GWh

Classe 2006 2007 2008 2009 2010Relação % 2010

Var.% 2010/2009

Industrial ..... 4.839 4.831 5.563 4.826 4.757 20,62 (1,43)Residencial .. 6.647 6.813 7.163 7.774 8.134 35,26 4,63Comercial .... 3.851 4.078 4.391 4.642 4.776 20,71 2,89Rural ............ 1.937 2.200 2.296 2.208 2.455 10,64 11,19Outros .......... 2.666 2.738 2.810 2.847 2.944 12,77 3,41Total Ven- dido a Con- sumidores Finais ........ 19.940 20.660 22.223 22.297 23.066 100,00 3,45

O desempenho das principais classes de consumo está descrito a seguir:

Residencial: O consumo residencial manteve-se em crescimento, com uma variação positiva de 4,63% em relação ao ano anteriore. O consumo de energia desta classe está asso-ciado à ligação de novas unidades consumidoras e ao aumento do consumo fi nal das famílias, em função das condições favoráveis da economia.

Industrial: A energia consumida pelos clientes cativos e livres representa a maior parte da energia distribuída.

Contribuiu para as vendas desse mercado a expansão da atividade industrial,associada a:(I) crescimento das exportações em termos de volume e de valor monetário, este

em virtude da elevação dos preços internacionais de matérias primas industriais (minério de ferro, níquel e ouro), de produtos agrícolas (café, açúcar e carne) e matérias primas semimanufaturadas;

(II) crescimento dos setores contemplados pela política governamental baseada em incentivos de isenção tributária, e

(III) expansão da produção de itens voltados para atendimento à demanda interna em atividades produtivas e consumo fi nal;

A atividade Extrativa Mineral, que utiliza 15,2% da energia da classe industrial, apre-sentou crescimento de 28,8%. Todos os ramos da Indústria de Transformação, com exceção de Celulose e Papel e de Fumo, apresentaram expansão de consumo, com destaque para Ferroligas (44,5%), Químico (28,4%), Mecânico (23,3%), Material de Transporte (18,6%), Não Ferrosos (18,2%) e Siderurgia (16,5%).

Apesar desses crescimentos nos segmentos industriais, ocorreu uma redução de 1,43% no volume total de energia vendida na classe industrial em função de consumidores anteriormente cativos que se tornaram livres, somente mantendo o relacionamento comercial com a Cemig D no que se refere ao transporte da energia.

Comercial: No Estado de Minas Gerais, os ramos da classe comercial e de serviços mais repre-sentativos apresentaram as seguintes taxas de crescimento de consumo no ano de 2010: Comércio Varejista (6,4%), Serviços de Alojamento e Alimentação (1,9%), Comércio Atacadista (9,7%), Serviços de Comunicação (0,2%), Serviços de Saúde (4,4%) e Serviços de Administração de Bens, Loteamento e Incorporação de Bens Imóveis (13,2%).

Rural: Esta classe apresentou crescimento de 11,1% no consumo faturado no ano de 2010 em relação a 2009, relacionado com a ligação de 42.636 novas unidades consumi-dores e com o aumento da demanda de irrigação em função de baixos índices pluvio-métricos e de temperaturas acima da média em Minas Gerais durante o ano.

Demais Classes: As demais classes – Poder Público, Iluminação Pública, Serviço Público e Consumo Próprio, com 12,8% da energia distribuída, consumiram 2.944 GWh e, em conjunto, cresceram 3,41% no ano de 2010, frente a 2009.

Reajuste/revisão tarifária das distribuidoras e transmissoras

Reajuste Tarifário da Cemig Distribuição.

A ANEEL procedeu ao reajuste das tarifas de fornecimento e TUSD – Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição - da Cemig Distribuição S.A. para o período de abril de 2010 a março de 2011, com impactos diferenciados por nível de tensão, cujo impacto médio foi um aumento de 1,67% a partir de 8 de abril de 2010.

O resultado do reajuste tarifário anual já incorpora o impacto dos aprimoramentos dos procedimentos de cálculo dos reajustes tarifários implementados por meio da assina-tura do Terceiro Termo Aditivo aos Contratos de Concessão. Este Termo assegura a neutralidade dos itens de custo não-gerenciáveis da Parcela A em relação aos encargos setoriais.

Proteção da Receita - Gestão das Perdas

Atualmente, as perdas não técnicas da Cemig Distribuição encontram-se em torno de 2,24% do montante de energia injetada no sistema de distribuição, estando abaixo do valor referencial estabelecido pela Aneel na Revisão Tarifária da Cemig Distribuição e bem abaixo da média nacional, que situa-se em torno de 5,8%.

Apesar do grande aumento das perdas não técnicas após o racionamento de energia ocorrido em 2001, este percentual estabilizou-se na Cemig Distribuição nos últimos 3 anos. Estima-se que os resultados da cobrança retroativa de consumo de energia durante o período de irregularidades totalizarão 190 GWh em 2010, possibilitando a recupe-ração de mais de R$ 66 milhões.

Já o incremento do consumo de energia, que ocorre após a regularização das instalações que apresentavam perdas, deverá totalizar 100 GWh em 2010, ou aproximadamenteR$ 35 milhões.

Também, a receita adicional proveniente das atividades de gestão das perdas não técnicas em 2010, considerando ainda a cobrança de custo administrativo das irregularidades e os danos provocados em equipamentos de medição será de aproximadamente R$ 118 milhões.

Em 2010, visando melhorar ainda mais a capacidade de reação da empresa à prática de irregularidades e às perdas de energia, foram implementadas várias ações relacionadas a aprimoramento da ferramenta para seleção de alvos de inspeção no Sistema de Gestão de Clientes (SGC/SAP), aumento da produtividade no processo de cobrança de consumo irregular, blindagem da receita dos consumidores de médio e grande porte, com a subs-tituição de aproximadamente 80.000 medidores obsoletos e medição de alimentadores de média tensão e outros.

Qualidade no fornecimento

Indicadores de qualidade no fornecimento de energia elétrica (DEC e FEC) da Cemig Distribuição:

2009............................. 14,10 6,76 17,30 7,932010............................. 13,08 6,59 15,23 7,40Redução ....................... (7,2%) (20,5%) (12,0%) (6,7%)

Ano

Com expurgo Sem expurgo

DEC FEC DEC FEC

Cerca de 54% das interrupções sustentadas de energia em 2010 tiveram origem em causas externas ao sistema (fenômenos naturais e meio ambiente), 31% de origem interna (falhas de equipamentos, falha humana, erros de manobra, etc.) e 15% foram interrupções programadas. Dentre as principais causas externas, a descarga atmosférica contribuiu com 27%, o contato de pássaros e animais na rede com 10% e a arborização com 8% do total.

A melhoria dos indicadores de qualidade é conseqüência do maior investimento da Companhia em manutenção preventiva e reforma de redes. Para 2011 estão previstos também investimentos signifi cativos que possam auxiliar na redução do número de interrupções não programadas, melhorando a qualidade do fornecimento de energia elétrica.

Outra ação importante é a alteração do patamar tecnológico, com investimentos siste-máticos em automação do sistema elétrico, o que permitirá o restabelecimento automá-tico e remoto do fornecimento de energia após a ocorrência de interrupções.

Política de atendimento

Dando prosseguimento às ações para efetivação de seu Plano Estratégico, a Cemig Distribuição tem consolidado um conjunto de Práticas de Relacionamento Comercial com seus clientes alicerçado, principalmente, na qualidade de seus produtos e serviços, na preservação da credibilidade e presença junto aos clientes, aos acionistas e à socie-dade e na força de sua marca e em sua participação efetiva no desenvolvimento sócio-econômico em toda a sua área de atuação.

Nesse sentido, além dos canais já existentes, tais como Fale com a Cemig D; Agências de Atendimento; Agentes de Relacionamento, Agência Virtual e Postos de Atendimento Simplifi cado (PAS), a Cemig Distribuição vem trabalhando fortemente no estreitamento do relacionamento com os clientes através:

Implantação da Representatividade da Cemig D que prevê atendimento presencial em todos os 774 municípios de sua área de concessão através da implantação de Pontos de Atendimento Cemig Fácil – PCFA, onde, por meio do credenciamento de agentes para a realização de atendimento exclusivo e personalizado, permitindo a implantação de 194 pontos de atendimento em cidades mineiras com menos de 10.000 unidades consumidoras;

Consolidação da Rede de Integração - Olho no Cliente em Ação com o objetivo de alinhar pessoas, processos e iniciativas em prol da melhoria do atendimento aos clientes, sendo composta por equipes multidisciplinares de todas as gerências da Diretoria de Distribuição. Essa rede formaliza referências e representantes de cada processo que, buscando a solução dos problemas técnicos e/ou operacionais, privi-legia a desburocratização através do investimento em ferramentas já existentes e no contato entre as pessoas envolvidas.



A Agência virtual, que já tem 22 serviços disponíveis e registra cerca de 580 mil aten-dimentos mensais, é um dos pilares do Projeto Representatividade. Através da Internet, os estabelecimentos contratados acessam os sistemas comercias da Cemig Distribuição e registram as solicitações dos clientes.

Para que possamos atingir 100% dos municípios com número de unidades consumi-doras totais iguais ou acima de 10.000, será necessária a abertura de 19 novas Agências de atendimento, com prazo de conclusão previsto para março de 2011, sendo o custo de adequação civil, de responsabilidade da empresa contratada.

DESEMPENHO ECONÔMICO - FINANCEIRO

(Em milhões de reais, exceto se indicado de outra forma)

(As informações operacionais não foram objeto de exame por parte dos auditores inde-pendentes)

Adoção das normas internacionais de contabilidadeOs resultados apresentados abaixo estão de acordo com as novas normas de contabili-dade, dentro do processo de harmonização das normas contábeis brasileiras às normas internacionais (“IFRS”). Dessa forma, o resultado de 2009 foi alterado para refl etir essas modifi cações e permitir a comparabilidade com o ano de 2010.

Os impactos decorrentes da adoção das novas normas de contabilidade brasileiras e das IFRS, cujo principal ítem é a exclusão de ativos e passivos regulatórios, estão descritos em maiores detalhes na nota explicativa nº 2 das demonstrações contábeis da Compa-nhia.

Lucro do PeríodoA Cemig Distribuição apresentou, no exercício de 2010, um lucro líquido de R$441 milhões em comparação ao lucro líquido de R$776 milhões no exercício de 2009, repre-sentando uma redução de 43,17%.

Receita OperacionalA composição da receita da Companhia é conforme segue:

2010 2009Fornecimento bruto de energia elétrica e receita de uso da rede – consumidores cativos ........................... 9.350 9.223Receita de uso da rede – consumidores livres ............. 1.640 1.196Outras receitas operacionais ........................................ 85 85Impostos incidentes sobre as receitas acima ................ (4.148) (3.810) 6.927 6.694

Fornecimento bruto de energia elétrica e receita de uso da rede – consumidores cativos

Os principais impactos na receita de 2010 decorreram dos seguintes fatores:aumento de 3,45% na quantidade de energia elétrica fornecida a consumidores fi nais; reajuste tarifário com impacto médio nas tarifas dos consumidores cativos de 6,21%, a partir de 8 de abril de 2009 (efeito integral em 2010);reajuste tarifário com impacto médio nas tarifas dos consumidores de 1,67%, a partir de 8 de abril de 2010;

As variações anuais no fornecimento de energia elétrica podem ser observadas no gráfi co a seguir:

GWh faturados - consumidores fi nais

Receita de uso da rede

Essa receita refere-se à Tarifa de Uso dos Sistemas de Distribuição de Energia Elétrica – TUSD, advinda de transporte cobrado dos consumidores livres sobre a energia vendida por outros agentes na área de concessão da Companhia, principalmente pela Cemig Geração e Transmissão. Essa receita apresentou um aumento de 37,12% (R$1.640 milhões em 2010 comparados a R$1.196 milhões em 2009). Esta variação decorre prin-cipalmente do aumento no volume transportado em decorrência da migração de consu-midores cativos para consumidores livres e também da maior atividade industrial em 2010 em decorrência da recuperação da atividade econômica.

Impostos incidentes sobre os valores faturados

Os impostos incidentes sobre os valores faturados foram de R$4.148 milhões em 2010 comparados a R$3.810 milhões em 2009. As principais variações nas deduções à receita são como segue:

Conta de Consumo de Combustível – CCC

A dedução à receita referente à CCC foi de R$435 milhões no exercício de 2010 compa-rados a R$296 milhões no exercício de 2009, representando um aumento de 46,96%.

Refere-se aos custos de operação das usinas térmicas dos sistemas interligado e isolado brasileiro rateados entre os concessionários de energia elétrica por meio de resolução da ANEEL. Este é um custo não controlável pela Companhia, sendo que a diferença entre os valores utilizados como referência para defi nição das tarifas e os custos efetivamente realizados é compensada no reajuste tarifário subsequente.


A dedução à receita referente a CDE foi de R$341 milhões no exercício de 2010 compa-rados a R$344 milhões no exercício de 2009, o que representa uma redução de 0,87%. Os pagamentos são defi nidos através de Resolução da ANEEL. Este é um custo não controlável pela Companhia, sendo que a diferença entre os valores utilizados como referência para defi nição das tarifas e os custos efetivamente realizados é compensada no reajuste tarifário subsequente.

As demais deduções à receita referem-se a impostos calculados com base em percen-tual do faturamento. Desse modo, as suas variações decorrem, substancialmente, da evolução da receita.

Custos e Despesas Operacionais (excluindo Resultado Financeiro)Os Custos e Despesas Operacionais (excluindo Resultado Financeiro) foram de R$6.128 milhões em 2010 comparados a R$5.414 milhões em 2009, representando um aumento de 13,2%. Este resultado decorre principalmente dos aumentos nos custos com Energia Comprada para Revenda e Encargos de Uso da Rede Básica de Transmissão. Também contribuiu para o aumento das Despesas Operacionais a provisão de R$178 milhões, decorrente de acordo com Grande Consumidor Industrial conforme comentado a seguir. Mais informações sobre a composição dos Custos e Despesas Operacionais, vide Nota Explicativa nº 19 das Demonstrações Financeiras.

Principais variações:


A despesa com Energia Elétrica Comprada para Revenda foi de R$2.925 milhões em 2010 comparados a R$2.483 milhões em 2009, representando um aumento de 17,80%. Este é um custo não controlável pela Companhia, sendo que a diferença entre os valores utilizados como referência para defi nição das tarifas e os custos efetivamente realizados é compensada no reajuste tarifário subsequente. Vide mais informações na Nota Expli-cativa nº 19 das Demonstrações Financeiras.

Encargos de Uso da Rede de Transmissão

A Despesa com Encargos de Uso da rede de Transmissão foi de R$616 milhões em 2010 comparados a R$553 milhões em 2009, representando um aumento de 11,39%. Esta despesa refere-se aos encargos devidos, pelos agentes de Distribuição e Geração de energia elétrica, em face da utilização das Instalações, componentes da rede básica, sendo os valores a serem pagos pela Companhia defi nidos por meio de Resolução pela ANEEL. Este é um custo não controlável pela Companhia, sendo que a diferença entre os valores utilizados como referência para defi nição das tarifas e os custos efetivamente realizados é compensada no reajuste tarifário subsequente.

Provisões Operacionais

As Provisões Operacionais foram de R$209 milhões em 2010 comparados a R$66 milhões em 2009, um aumento de 218,31%. Esta variação decorre principalmente da celebração de acordo para encerrar Processo Judicial com consumidor industrial refe-rente ao reajuste tarifário determinado pela portaria DNAEE 045/86, no valor de R$178 milhões, provisionado em maio de 2010. Vide a composição das provisões operacionais na Nota Explicativa nº 19 das Demonstrações Financeiras.

Pessoal

A Despesa com Pessoal foi de R$759 milhões em 2010 comparados a R$880 milhões em 2009, representando uma redução de 13,75%. Este resultado decorre, substancialmente, da despesa com o Programa de Desligamento Voluntário implementado em 2009, no montante de R$158 milhões contra R$15 milhões em 2010 referente complemento da provisão do ano anterior.

Amortização

A despesa com Amortização foi de R$378 milhões em 2010 comparados a R$357 milhões em 2009, representando um aumento de 5,89%. Esse resultado decorrem do programa de investimentos da Companhia realizado no ano de 2010 com a entrada em operação de novos ativos de distribuição.

Serviços de terceiros

A despesa com Serviços de Terceiros foi de R$642 milhões em 2010 comparados a R$523 milhões em 2009, representando um aumento de 22,75%, com as principais varia-ções nos gastos com mão de obra contratada e instalações de equipamentos elétricos em função da maior atividade de operação e manutenção preventiva no ano na comparação com o ano anterior, e também nos gastos com arrecadação e leitura.

Lucro antes dos juros, impostos, depreciação e amortização - LAJIDA (metodo-logia de cálculo não revisada pelos auditores independentes)

Considerando as receitas e despesas apresentadas acima, o LAJIDA da Cemig Distri-buição em 2010 apresentou uma redução de 28,10% na comparação com 2009.Ajustado aos itens não recorrentes, o LAJIDA apresenta uma redução de 23,51%.

LAJIDA - R$ milhões 2010 2009 Var %Lucro Líquido .................................................... 441 776 (43,17)+ Despesa de IR e Contribuição Social.............. 134 417 (67,87)+ Resultado Financeiro ...................................... 224 87 (157,47)+ Amortização .................................................... 378 357 5,88= LAJIDA ......................................................... 1.177 1.637 (28,10)Itens não recorrentes: ......................................... + Acordo Rima Industrial S.A. .......................... 178 − −+ Programa de Desligamento Voluntário – PDV/PPD ......................................................... 15 154 (90,26)= LAJIDA AJUSTADO .................................... 1.370 1.791 (23,51)

A redução do LAJIDA em 2010, em comparação ao mesmo período de 2009, deve-se ao aumento de 13,69% nos custos e despesas operacionais, excluídos os efeitos da despesa com amortização, em comparação ao aumento de 3,48% na Receita Opera-cional Líquida. Consequentemente, a margem do LAJIDA reduziu de 24,45% em 2009 para 16,99% em 2010.

Os principais efeitos não recorrentes que impactaram no LAJIDA são como segue:Reconhecimento de uma Despesa, no montante de R$178 milhões, decorrente de acordo referente à ação ajuizada por consumidor industrial relativa ao ressarcimento do aumento de tarifa introduzido pelo DNAEE durante o Plano Cruzado.Registro de provisão em 2010 e 2009 nos valores de R$15 milhões e R$158 milhões, respectivamente, referente ao Programa de Desligamento Voluntário implementado pela Companhia. O valor registrado em 2010 refere-se a complemento da provisão registrada em 2009.

Receitas (Despesas) FinanceirasO Resultado Financeiro em 2010 foi uma Despesa Financeira Líquida de R$224 milhões comparada a uma Despesa Financeira Líquida de R$87 milhões em 2009. Os principais

fatores que impactaram o Resultado Financeiro estão relacionados a seguir:Aumento na despesa de Variação Monetária de Empréstimos e Financiamentos em moeda nacional, R$60 milhões em 2010, comparados a R$15 milhões em 2009. Este aumento decorre principalmente da variação do IGP-M, indexador de alguns contratos, que passou de uma variação negativa de 1,71% em 2009 para uma variação positiva de 11,32% em 2010;Aumento de 49,7% em outras despesas fi nanceiras, que foi de R$56.017 em 2010, contra R$37.410 em 2009. Este aumento decorre, principalmente, de multas emitidas pelo Órgão regulador decorrentes de obrigações regulamentares relativas aos níveis de qualidade dos serviços e do fornecimento de energia elétrica em períodos anteriores.

Vide a composição das receitas e Despesas Financeiras na Nota Explicativa nº 20 das Demonstrações Financeiras.

Imposto de Renda e Contribuição SocialA Cemig Distribuição apurou em 2010 despesas com Imposto de Renda e Contribuição Social no montante de R$134 milhões em relação ao lucro de R$575 milhões antes dos efeitos fi scais, representando um percentual de 23,30%. Em 2009, a Companhia apurou despesas com Imposto de Renda e Contribuição Social no montante de R$417 milhões em relação ao lucro de R$1.193 milhões, antes dos efeitos fi scais, representando um percentual de 34,95%. As taxas efetivas estão conciliadas com as taxas nominais na Nota Explicativa nº 7 das Demonstrações Financeiras.

Política de Captação de Recursos e Gestão da DívidaEm 2010, foram captados R$ 666 milhões na Cemig Distribuição, sendo R$ 66 milhões através de fi nanciamentos da Eletrobrás para o Programa Reluz, Programa Cresce Minas e Programa Luz para Todos e R$ 189 milhões por meio de recursos a fundo perdido no âmbito do Programa Luz para Todos (recursos da CDE), dos convênios para o Pólo de Citricultura e o Planoroeste e da subvenção econômica relacionada com a política tarifária aplicável a consumidores de baixa renda.


A posição da dívida de 4,02% em moeda estrangeira não representa risco fi nanceiro material para a Empresa, considerando o percentual pouco expressivo em relação ao total.

A grande concentração da dívida no CDI, 35,70%, decorreu do movimento de refi nan-ciamento da dívida a partir de 2002, em que foi bastante utilizado o crédito bancário, e das emissões de títulos e valores mobiliários (debêntures) que se seguiram, em que uma demanda expressiva tem sido alocada em papéis referenciados à taxa de juros local.

A administração tem promovido a gestão da sua dívida com foco no alongamento do prazo, na limitação do endividamento aos níveis preconizados pelo Estatuto, na redução do custo fi nanceiro e na preservação da capacidade de pagamento da Empresa, sem pressões no fl uxo de caixa que possam sugerir risco de refi nanciamento.


Cronograma de Amortizações da DívidaPosicionamento em Dezembro/2010 (R$ milhões)


Outra diretriz da Empresa continuará sendo a redução do custo médio da dívida, o qual se verifi cou, no fi nal do ano, a uma taxa de 7,35% a.a. a preços constantes.

Os ratings da Cemig Distribuição refl etem uma percepção de rentabilidade saudável e forte geração de caixa, assegurando sólidos indicadores de crédito e perfi l de liquidez adequado, e são apontados pelas principais agências de rating:


Os instrumentos derivativos contratados têm o propósito de proteger as operações da Companhia contra os riscos decorrentes de variação cambial de alguns contratos de fi nanciamentos e não são utilizados para fi ns especulativos. As contratações das opera-ções consideram aspectos de liquidez do mercado, preço relativo dos ativos e a concen-tração do serviço da dívida.





CONTABILIDADE REGULATÓRIA

DEMONSTRAÇÕES DE RESULTADOS REGULATÓRIOS

(Em Milhares de Reais, exceto Lucro Líquido por lote de mil ações)

31/12/2010 31/12/2009RECEITA OPERACIONAL Fornecimento Bruto de Energia Elétrica ............................................................................................. 4.824.586 4.571.497 Receita de Uso da Rede - Consumidores Cativos ................................................................................ 4.428.619 4.409.756 Receita de Uso da Rede – Consumidores Livres ................................................................................. 1.683.109 1.194.196 Outras Receitas Operacionais ............................................................................................................... 83.755 85.443 11.020.069 10.260.892DEDUÇÕES À RECEITA OPERACIONAL ...................................................................................... (4.342.694) (3.888.567)RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA .............................................................................................. 6.677.375 6.372.325CUSTO DO SERVIÇO DE ENERGIA ELÉTRICA CUSTO COM ENERGIA ELÉTRICA .................................................................................................. Energia Elétrica Comprada para Revenda ............................................................................................ (2.878.510) (3.068.091) Encargos de Uso da Rede Básica de Transmissão ............................................................................... (703.521) (531.091) (3.852.031) (3.599.182) CUSTO DE OPERAÇÃO Pessoal e Administradores ................................................................................................................... (645.716) (644.158) Materiais ............................................................................................................................................... (93.046) (75.423) Serviços de Terceiros ............................................................................................................................ (550.895) (457.778) Amortização ......................................................................................................................................... (630.804) (594.952) Provisões Operacionais ........................................................................................................................ (30.106) (43.043) Participação dos Empregados e Administradores no Resultado .......................................................... (236.031) (162.566) Outras ................................................................................................................................................... (124.196) (80.304) (2.310.794) (2.058.224)

CUSTO TOTAL ..................................................................................................................................... (5.892.825) (5.657.406)

LUCRO BRUTO .................................................................................................................................... 784.550 714.919

DESPESA OPERACIONAL Despesas com Vendas ........................................................................................................................... (225.157) (97.915) Despesas Gerais e Administrativas ...................................................................................................... (251.696) (344.777) Outras Despesas Operacionais ............................................................................................................. (77.059) (129.599) (583.912) (572.291)RESULTADO DO SERVIÇO (LUCRO OPERACIONAL ANTES DAS RECEITAS E DESPESAS FINANCEIRAS) ............................................................................................................. 230.630 385.557 Receitas (Despesas) Financeiras Líquidas ........................................................................................... (239.814) (64.700)

LUCRO ANTES DA TRIBUTAÇÃO E PARTICIPAÇÕES .............................................................. (9.176) 77.928

Imposto de Renda e Contribuição Social ................................................................................................ (188.518) (154.280)Imposto de Renda e Contribuição Social Diferidos ................................................................................. 253.033 116.769LUCRO LÍQUIDO DO PERÍODO ...................................................................................................... 55.339 40.417LUCRO LÍQUIDO POR LOTE DE MIL AÇÕES – R$ .................................................................... 24,46 17,87

2010 2009

Lucro regulatório ................................................................................................................................... 55.339 40.417 Depreciação adicional referente base de remuneração de ativos ......................................................... 280.340 242.930 Estorno de ativos e passivos regulatórios ............................................................................................. 303.998 871.914 Impostos sobre os ajustes acima ........................................................................................................... (198.675) (379.047)

Lucro líquido de acordo com a contabilidade societária .................................................................... 441.002 776.214

2010 2009

Patrimônio Líquido regulatório ............................................................................................................ 3.692.317 3.795.686 Base de remuneração de ativos ............................................................................................................ (2.026.891) (2.307.231) Estorno de ativos e passivos regulatórios ............................................................................................. 33.834 (270.165) Impostos sobre os ajustes acima ........................................................................................................... 677.639 876.315

Patrimônio Líquido de acordo com a contabilidade societária ......................................................... 2.376.899 2.094.605

A ANEEL, através da Resolução Normativa nº 396/10, instituiu a Contabilidade regulatória, exigindo que sejam elaboradas demonstrações fi nanceiras que refl itam o marco regulatório tarifário brasileiro, cuja principal diferença para as demonstrações fi nanceiras societárias é a não aplicação da Interpretação Técnica ICPC.01, registro dos ativos e passivos regulatórios e o reconhecimento no Ativo Imobilizado da Base de Remuneração de ativos.

Dessa forma, conforme estabelecido no Ofício de Encerramento ANEEL do exercício de 2010, seguem os Balanços Patrimoniais e as Demonstrações de Resultado em conformidade ao padrão regulatório estabelecido pela Agência e a conciliação com os valores apresentados na contabilidade societária.

BALANÇOS PATRIMONIAIS REGULATÓRIOS

ATIVO(Em Milhares de Reais)

31/12/2010 31/12/2009CIRCULANTE Caixa e Equivalentes de Caixa ............................................................................................................. 503.409 246.201 Consumidores e Revendedores ............................................................................................................ 1.496.609 1.504.191 Recomposição Tarifária Extraordinária e Parcela “A” ......................................................................... − 227.444 Concessionários - Transporte de Energia .......................................................................................... 344.502 318.974 Tributos Compensáveis ....................................................................................................................... 474.161 529.055 Despesas Antecipadas – CVA .............................................................................................................. 246.028 727.443 Fundos Vinculados ............................................................................................................................... 14.048 2.607 Estoques ............................................................................................................................................... 21.318 20.047 Outros ................................................................................................................................................... 371.191 206.251TOTAL DO CIRCULANTE ................................................................................................................. 3.471.266 3.782.213

NÃO CIRCULANTE Realizável a Longo Prazo Despesas Antecipadas – CVA ............................................................................................................... 47.619 195.208 Imposto de Renda e Contribuição Social Diferidos ............................................................................. 637.168 502.633 Ativo Regulatório PIS-PASEP/COFINS .............................................................................................. − 46.240 Tributos Compensáveis ........................................................................................................................ 98.718 82.772 Depósitos Vinculados a Litígios ........................................................................................................... 641.897 418.809 Consumidores e Revendedores ............................................................................................................ 18.491 76.240 Créditos com Pessoas Ligadas ............................................................................................................. 14.656 45.548 Outros Créditos .................................................................................................................................... 31.494 30.046 1.490.043 1.397.496

Investimentos ....................................................................................................................................... 5.717 5.726 Imobilizado ........................................................................................................................................... 6.894.977 6.752.290 Intangível .............................................................................................................................................. 171.223 167.353 TOTAL DO NÃO CIRCULANTE .................................................................................................... 8.561.960 8.322.864ATIVO TOTAL ...................................................................................................................................... 12.033.226 12.105.078

PASSIVO(Em Milhares de Reais)

31/12/2010 31/12/2009CIRCULANTE Empréstimos e Financiamentos ............................................................................................................ 388.825 986.818 Debêntures ............................................................................................................................................ 21.918 764.645 Fornecedores ........................................................................................................................................ 770.139 608.903 Impostos, Taxas e Contribuições .......................................................................................................... 281.579 286.393 Juros Sobre Capital Próprio e Dividendos a Pagar .............................................................................. 50.842 202.306 Salários e Encargos Sociais .................................................................................................................. 138.783 246.672 Encargos Regulatórios ......................................................................................................................... 273.075 238.952 Participações nos Lucros ...................................................................................................................... 81.641 69.624 Obrigações Pós-Emprego .................................................................................................................... 53.579 58.651 Passivos Regulatórios – CVA .............................................................................................................. 342.655 655.978 Recomposição Tarifária Extraordinária e Parcela “A” ......................................................................... 35.760 71.302 Provisão para Perdas - Instrumentos Financeiros ................................................................................ 69.271 78.305 Outras ................................................................................................................................................... 275.825 255.616 TOTAL DO CIRCULANTE .............................................................................................................. 2.783.892 4.524.165

NÃO CIRCULANTE Empréstimos e Financiamentos ............................................................................................................ 1.831.199 864.957 Debêntures ............................................................................................................................................ 805.053 − Provisões e Contingências Judiciais ..................................................................................................... 31.749 73.851 Obrigações Pós-Emprego ..................................................................................................................... 1.316.001 1.304.228 Impostos, Taxas e Contribuições .......................................................................................................... 1.382.235 1.206.352 Passivos Regulatórios – CVA ............................................................................................................... 61.243 226.182 Encargos Regulatórios .......................................................................................................................... 26.869 92.366 Outras ................................................................................................................................................... 102.668 17.290 TOTAL DO NÃO CIRCULANTE .................................................................................................... 5.557.017 3.785.227

PATRIMÔNIO LÍQUIDO Capital Social ....................................................................................................................................... 2.261.998 2.261.998 Reservas de Lucros .............................................................................................................................. 383.126 383.126 Lucros Acumulados .............................................................................................................................. 1.047.193 1.150.562 TOTAL DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO ........................................................................................... 3.692.317 3.795.686PASSIVO TOTAL .................................................................................................................................. 12.033.226 12.105.078

INVESTIMENTOS

Os investimentos da Cemig Distribuição em 2010 foram de R$448 milhões.

Dentre os programas de investimentos executados na atividade de distribuição, destacam-se os seguintes:

Programa “Luz para Todos” – Universalização do acesso e uso da energia elétrica

Na Cemig Distribuição, a 1ª fase do programa (LPT I) teve um custo aproximado de R$ 1.700 milhões até 31 de dezembro de 2008, com a ligação de cerca de 190 mil propriedades rurais, benefi ciando uma população de aproximadamente 800 mil pessoas. A Cemig Distribuição executou ligações nos 774 municípios da sua área de concessão, o que coloca a empresa em posição de grande destaque, entre as concessionárias brasileiras, na execução do Programa.

Do mesmo modo que na primeira fase de implantação, quando a meta traçada revelou-se aquém da realidade, no intuito de dar continui-dade ao Programa, constatou-se uma demanda adicional de 95 mil domicílios/estabelecimentos para serem atendidos.

Desse adicional, a Cemig Distribuição já tem a segunda etapa do Programa contratada junto à Eletrobrás para até abril de 2011. Essa etapa viabiliza o atendimento a 70 mil novos domicílios/estabelecimentos, com investimentos da ordem de R$ 796 milhões.

Complementar e paralelamente aos 70 mil novos consumidores, em função de um esforço adicional da empresa para cumprir prazos e metas estabelecidos pelo poder concedente, a Cemig Distribuição contratou da terceira etapa do Programa, abrangendo mais 25 mil atendimentos que deverão ser concluídos até dez/2011, com investimentos da ordem de R$ 355,7 milhões.

Projetos de Melhoria da Iluminação Pública - Reluz

O Programa Nacional de Iluminação Pública Efi ciente – Reluz, é um programa do Governo Federal de fi nanciamento para as Prefeituras Municipais através das Concessionárias e engloba projetos de melhoria, extensão e obras especiais de Iluminação Pública. Desde a implan-tação do Programa Reluz, em 2001, a Cemig Distribuição já realizou a modernização de 215.000 pontos de iluminação pública, em 290 municípios, com investimentos de cerca de R$ 60 milhões, levando a uma redução anual de 29.000 MWh no consumo de energia.

Programa Cresceminas

O Projeto Cresceminas, caracterizado também como um dos projetos estruturadores do Governo do Estado, tem como principal objetivo a ampliação da disponibilidade de infra-estrutura de distribuição de energia elétrica para atendimento ao crescimento do mercado no

Estado de Minas Gerais.

Destacam-se no projeto as obras de reforço em subestações, linhas e redes de distribuição, compreendendo um conjunto de 687 km de linhas de distribuição, a disponibilização de mais 620 MVA, com 11 novas subestações, 101 obras de ampliações em diversas subesta-ções existentes, 2.052 km de novas redes de distribuição e melhorias e reforços em 2.750 km de redes de média tensão. O conjunto de obras benefi ciará aproximadamente 310 municípios (40,1% da área de abrangência da Cemig).

Estão previstos investimentos da ordem de R$ 759 milhões, para o período 2006 a 2012, sendo que desse montante, já foram comple-tados investimentos de R$ 384 milhões em Alta Tensão e R$ 260 milhões em Média Tensão.

Programa de Eletrifi cação Urbana – Clarear

O Programa Clarear constitui-se de obras de ligação, extensão, modifi cação e reforço de rede de distribuição de média e baixa tensão para atendimento a consumidores situados em área urbana, mantendo a área urbana da concessão da Cemig Distribuição universali-zada.

Neste Programa, no ano de 2010, foram atendidos 195.000 consumidores em área urbana com investimentos em torno de R$ 93 milhões, com a instalação de 10 mil postes e com extensão de cerca de 380 Km de redes ao sistema elétrico de distribuição.

Programa Campos de Luz

A Cemig Distribuição, em parceria com o Governo de Minas Gerais concluiu, em dezembro de 2008, o Programa Campos de Luz, que consistiu na realização de obras de iluminação e adequação de equipamentos em campos de futebol amador e também em campos de comunidades carentes. Dentre os benefícios proporcionados pelo Programa podem ser citados: a melhoria da prática esportiva e de atividades culturais; maior tranquilidade aos moradores; maior utilização dos espaços existentes; diminuição do índice de criminalidade e vandalismo e a melhoria na qualidade de vida das comunidades, através do esporte e da cultura.

A Cemig Distribuição iluminou, em conjunto com a Secretaria de Estado de Esportes e Juventude – SEEJ mais 128 campos de futebol amador ao longo do ano de 2010, acumulando um total geral de 730 campos iluminados desde 2008.




O Conselho de Administração irá propor à Assembléia Geral Ordinária - AGO a reali-zar-se em abril de 2010 que lucro líquido do exercício, no montante de R$441 milhões, seja utilizado para absorver os prejuízos acumulados em função da adoção das novas normas contábeis, cujos efeitos retroativos foram registrados contra o Patrimônio Líquido da Companhia em 2010.


Adotamos um sistema de rodízio de nossos auditores independentes com periodicidade de cinco anos, atendendo à determinação da CVM. Nossas demonstrações contábeis são auditadas pela KPMG Auditores independentes. Os serviços prestados pelos auditores independentes da Cemig Distribuição são como segue:

Serviços2010

R$ mil% em relação

à auditoria2009

R$ mil% em relação

à auditoriaAuditoria .................................. 1.210 100,00 1.688 100,00 Serviços adicionais: - SOX ...................................... 238 19,67 199 11,79 - CVA ....................................... 159 13,14 − −Total Geral .............................. 1.607 132,81 1.887 111,79



Os riscos presentes na matriz corporativa da Cemig Distribuição se referem aos eventos que possam impedir o alcance dos objetivos e das diretrizes estabelecidas pelo planeja-mento estratégico. São avaliados por sua probabilidade de ocorrência e por seu impacto nos diversos negócios da cadeia de valor. A Cemig Distribuição atua sobre os riscos:(I) diminuindo seu impacto e/ou sua probabilidade mediante o refi namento dos controles; (II) implementando planos de ação; (III) transferindo-os por meio de contratação de seguros; (IV) aceitando-os (devido à efetividade do ambiente de controles e ao nível permitido de exposição fi nanceira) ou; (V) evitando-os, subsidiando a Alta Adminis-tração nas tomadas de decisão para continuidade nos negócios.

A mensuração de riscos para a Cemig Distribuição é defi nida pela Metodologia ORCA, fundamentada em quatro dimensões: Objetivos, Riscos, Controles e Alinhamento.

Ainda que a estrutura adotada para a gestão dos riscos corporativos da Cemig Distri-buição seja matricial e descentralizada, seu monitoramento é centralizado pela Gerência de Riscos Corporativos, o que gera informações relevantes com visão sistêmica. Essa estrutura permite que o processo de gestão de riscos corporativos interaja com outros componentes da gestão, dentre os quais podem ser citados os Comitês de Priorização do Orçamento, de Gerenciamento de Riscos de Energia, de Riscos Seguráveis, de Controle e Gestão, de Gerenciamento de Riscos Financeiros, além do atendimento à LeiSarbanes-Oxley e à Auditoria Interna.

A Cemig Distribuição analisa, também, os fatores de riscos levando-se em consideração os direcionadores de valor sob o foco desses agentes e a correspondente identifi cação dos riscos já mapeados, com o objetivo de permitir o aprimoramento da gestão, a partir do entendimento do que as partes interessadas enxergam como ameaça estratégica, possibilitando a identifi cação de riscos até então não mapeados na matriz de riscos.

Princípios Éticos e Código de Conduta Profi ssionalPara disciplinar os comportamentos, atuações e decisões profi ssionais, a Cemig Distri-buição adota a Declaração de Princípios Éticos e Código de Conduta Profi ssional , disponível na Internet, no site http://ri.Cemig Distribuição.com.br, consolidada em 11 princípios que traduzem condutas e valores éticos incorporados à nossa cultura.

Cada representante da Cemig Distribuição (empregados, gerentes e administradores), no ato da posse do cargo ou no momento da celebração do contrato de trabalho, presta compromisso solene e assina declarando conhecer, observar e acatar os valores e princípios constantes da “Declaração de Princípios Éticos e Código de Conduta Profi ssional” da Cemig Distribuição.

O cumprimento dos valores, princípios e responsabilidades relativas à Declaração de Princípios Éticos e Código de Conduta Profi ssional é monitorado pela Comissão de Ética da Cemig Distribuição.

A Comissão de Ética, composta por um grupo de gerentes da Companhia, é a ferra-menta de encaminhamento de denúncias sobre práticas irregulares contrárias ao inte-resse da Empresa, tais como: 1) fraudes fi nanceiras, inclusive adulteração, falsifi cação ou supressão de documentos fi nanceiros, fi scais e contábeis; 2) apropriação indevida de bens e recursos; 3) recebimento de vantagens indevidas por dirigentes e empregados e 4) contratações irregulares, através de canal aberto na intranet da Cemig Distribuição – Canal de Denúncia Anônima.


Com foco no mapa estratégico corporativo a Cemig Distribuição procura usar a tecno-logia como fator de agregação de valor e diferencial competitivo.

A revolução digital com o surgimento do conceito das redes elétricas inteligentes será uma realidade nas residências brasileiras nos próximos anos. Essa nova arquite-tura de distribuição de energia que integra e possibilita ações a todos os usuários a ela conectados, de modo a fornecer energia efi ciente, econômica e sustentável, é objeto de diversos projetos de Pesquisa e Desenvolvimento da Cemig Distribuição, que conta com a parceria de outras empresas como o CPqD (Centro de Pesquisa e Desenvolvimento), Fitec (Fundação para Inovação Tecnológica) e a universidade Puc Minas. Preparar as distribuidoras para essa revolução, é também o objetivo da parceria fi rmada entre a Light e a Cemig Distribuição, que através do desenvolvimento de um grande projeto de P&D, investirão recursos nessa nova tecnologia.

Tecnologia e alternativas energéticasA Cemig Distribuição tem investido em projetos de uso racional da energia, co-geração e geração distribuída, utilizando diferentes combustíveis como hidrogênio, gás natural, álcool e biodiesel e também veículos elétricos.

Alinhada às preocupações globais acerca das mudanças climáticas, a Cemig Distri-buição busca alternativas para viabilizar um futuro sustentável, como por exemplo evitar a utilização de combustíveis fósseis (recurso não renovável) na geração de energia.

Workshop Projeto Copa do Mundo 2014

A Cemig Distribuição está se preparando para atuar na infraestrutura energética para a Copa do Mundo 2014. Para isso a empresa já conta com equipes que estão encarregadas de fornecer as soluções de suprimento energético para todas as demandas que serão exigidas pelo evento. Dentre esses se situa o projeto Mineirão Solar, que prevê a utili-zação da cobertura do novo Mineirão para a instalação de painéis fotovoltaicos e cuja energia será conectada à rede de distribuição e comercializada pela empresa.

Para dar o conhecimento e nivelar as informações, aconteceu em julho um workshop interno para divulgar além do projeto do Mineirão Solar, as iniciativas que outros órgãos da Cemig Distribuição estão elaborando para garantir a segurança e qualidade de supri-mento da energia elétrica.


O programa conta com a parceria da FIEMG – Federação das Indústrias do Estado de Minas Gerais, que divulga as nossas demandas para a captação de propostas. Essas propostas são analisadas posteriormente pelo corpo técnico da Cemig Distribuição, os chamados Fóruns Tecnológicos.

Por meio do edital público aberto, no período de 13/09 a 24/10/2010, foi lançado o Programa de Pesquisa e Desenvolvimento Cemig Distribuição/ANEEL 2011, com a captação de aproximadamente 200 novas propostas, recebidas através do IEL/Fiemg.

Em 2010, além dos projetos em andamento foram celebrados 55 novos projetos de Pesquisa e Desenvolvimento dos programas de P&D.

Efi ciência energética

O programa Energia Inteligente, da Cemig Distribuição, é concebido sobre a ótica de que a energia é um insumo necessário não apenas à transformação de matérias-primas e à produção de bens, mas também à qualidade de vida e ao funcionamento de equipa-mentos de uso comum, como escolas e centros culturais e recreativos.

O programa Energia Inteligente traduz a preocupação da Cemig Distribuição em atender aos clientes com qualidade e orientá-los sobre o uso correto e racional da energia elétrica. Isso traz benefícios aos clientes, ao meio ambiente e à Cemig Distribuição. Alguns dos ganhos são: Redução de custos para o cliente e para o setor elétrico; Maior qualidade no fornecimento / atendimento ao cliente; Desenvolvimento sustentável do estado de Minas Gerais; Menores impactos ambientais com a postergação de investimento para expansão de rede.

Em 2010, foram realizados investimentos em Projetos do Programa de Efi ciência Energética na ordem de R$ 65 milhões que proporcionaram redução no consumo de energia de 71.333 MWh/ano e redução na Demanda de Ponta de 29,135 MW. Com esse Programa foram reduzidas, de forma indireta, a emissão de Gases de Efeito Estufa - GEE de 7.440 ton CO2 e, uma vez que os programas foram realizados em instalações de terceiros. Também foi conseguida uma economia com energia, sufi ciente para abastecer aproximadamente 50.000 residências com consumo médio de 120 kWh/mês.


Como empresa prestadora de serviços públicos, a relação da Cemig Distribuição com as comunidades onde atua não se restringe ao estágio de desenvolvimento econômico, mas também se refere diretamente ao estágio de desenvolvimento social.

Valor AdicionadoA Demonstração do Valor Adicionado - DVA evidencia a representatividade da Compa-nhia para a sociedade, com R$6.417 milhões de valor adicionado em 2010 em compa-ração a R$6.684 milhões em 2009.

Valor Adicionado

A distribuição do valor adicionado da CEMIG DISTRIBUIÇÃO entre os diversos segmentos, pode ser observada no gráfi co a seguir, devendo ser destacada a parte retida pelo governo do total distribuído em 2010 e 2009, correspondente a 69% e 66% respec-tivamente.

Recursos HumanosOs instrumentos de gestão destinados à administração de carreiras pela Cemig Distri-buição são caracterizados como um conjunto de políticas e práticas que oferecem suporte a decisões individuais na carreira, o gerenciamento desta e a comunicação entre os empregados e Empresa. Além disso, objetivam auxiliar a sua administração de forma a torná-la estratégica e integradora, com transparência, honestidade de intenções, senti-mentos de segurança e clareza de regras.


Considerando que o provimento de pessoal da Cemig Distribuição é baseado nos pilares mobilidade interna, seleção interna e concurso público, a Companhia, após realizar os processos de mobilidade e de seleção interna no decorrer do ano de 2009, iniciou em 2010 a recomposição do quadro de empregados através da realização dos concursos

públicos para o preenchimento de cargos especializados.

A Cemig Distribuição, anualmente, investe no programa de estágios curriculares, ofere-cendo aos estudantes de nível universitário e aos técnicos profi ssionalizantes, oportuni-dades de complementação do ensino e da aprendizagem.


O Programa de Desenvolvimento da Liderança Cemig foca o desenvolvimento dos empregados designados para o exercício das funções de supervisores, gestores, gerentes e superintendentes, bem como dos empregados potenciais sucessores participantes do programa “Gestão Sucessória”, contemplando uma série de programas educacionais, dos quais se podem citar: Cemig Liderança em Gestão – Celig, Programa de Gestão Avançada, Programa de Desenvolvimento das Habilidades Pessoais para Potenciais Sucessores, Programa Trilhas da Liderança e Trilhas Internacionais.


Número de Empregados (*)

Cultura e Sociedade

O quadro fi nal dos patrocínios socioculturais de 2010, reforçou a característica da Cemig Distribuição de continuidade nos projetos culturais estruturadores, na medida de que todos os projetos de manutenção de espaços de educação permanente, como Museus, Bibliotecas e Teatros foram mantidos e também todos os festivais de extensão universitária.


Nos patrocínios culturais a Empresa fi nanciou ações com recursos próprios como convê-nios de apoio as ações do Instituto Estrada Real e a parceria com a Secretaria de Estado da Cultura na Instalação do “Centro de Arte Popular Cemig Distribuição”, que virá a compor os “Circuitos Culturais da Praça da Liberdade” – ação estratégica do Governo de Minas.

Os patrocínios em Cultura alcançaram aproximadamente 200 projetos. Os sociais coorde-nados pelo SERVAS , pelos Conselhos Tutelares e Programa AI 6% foram cerca de 180.


Meio Ambiente

A Cemig Distribuição possui uma Política Ambiental, publicada em 1990, da qual constam sete princípios que orientam suas atividades e direcionam seus esforços relacio-nados à proteção do meio ambiente e ao desenvolvimento sustentável. Esses princípios são traduzidos em ações que têm a intenção de conscientizar empregados e parceiros sobre os principais desafi os ambientais da Cemig Distribuição e do mundo.

A Cemig Distribuição desenvolve e gerencia uma série de iniciativas que buscam contri-buir para o desenvolvimento sustentável. Dentre elas, podem-se destacar o programa de educação ambiental nas escolas e arborização urbana.

Em 2010, o valor total aplicado pela Cemig Distribuição em meio ambiente foi deR$ 24,9 milhões, sendo R$ 3,62 milhões em investimentos e programas ambientais, R$ 0,9 milhão relativo à implantação de novos empreendimentos, R$ 20,3 milhões na operação e manutenção de instalações e na realização de estudos e monitoramentos

Licenciamento Ambiental

O Licenciamento Ambiental é conduzido de forma a assegurar a análise adequada de todos os estudos e relatórios desenvolvidos e o pronto atendimento aos órgãos compe-tentes do meio ambiente. Os estudos e monitoramentos são desenvolvidos por especia-listas, o que inclui empresas de consultoria, centros de pesquisa e universidades.

A empresa possui sete malhas que englobam todas suas linhas de distribuição e subes-tações de energia, sendo elas: Malhas Centro, Leste, Triângulo, Oeste, Mantiqueira, Norte e Sul. As malhas Triângulo e Oeste foram licenciadas em 2009, as demais estão em processo de licenciamento corretivo junto ao Sistema Estadual de Meio Ambiente de Minas Gerais – SISEMA.

Gestão de Resíduos

Em 2010, foram encaminhadas para reciclagem 595 mil lâmpadas fl uorescentes e de iluminação pública provenientes de toda a área de concessão da empresa. Além disso, foram recicladas 256 mil lâmpadas incandescentes.

Dos resíduos gerados pela Cemig Distribuição em 2010 foram alienadas ou reci-cladas 2.900 toneladas de materiais e equipamentos, encaminhados para incineração e coprocessamento 181 toneladas de resíduos perigosos, regenerados e reutilizados pela própria Companhia 105 mil litros de óleo mineral isolante retirados dos equipamentos elétricos.

Arborização Urbana

A Cemig Distribuição lançou em 2009, o Programa Especial de Manejo Integrado de Árvores e Redes – o Premiar- que tem como objetivo conduzir as políticas da Cemig Distribuição voltadas para o manejo da arborização urbana junto a sistemas elétricos, com foco no convívio harmônico entre as árvores e a rede elétrica. A Cemig Distri-buição adota alternativas tecnológicas em redes de distribuição (redes protegidas e isoladas) para aprimorar a convivência entre as árvores urbanas e as redes de distri-buição aérea.

Além disso, a Cemig Distribuição realiza podas direcionais e ministra cursos de poda de árvores para diversas prefeituras do Estado de Minas Gerais.

Em 2010, o Premiar recebeu o prêmio de gestão ambiental 2010, promovido pela ONG Zeladoria do Planeta e patrocinou e apoiou a realização do Seminário Internacional de Planejamento Urbano, Arborização e Sistemas Elétricos – SIPASE;



O Geoárvores Web, lançado em 2010, é uma ferramenta que reúne informações sobre árvores, rede elétrica e limites territoriais de Belo Horizonte. As análises geradas por esse programa dão suporte às atividades de gestão e planejamento do Premiar, infl uen-ciando inclusive na tomada de decisões acerca do manejo de árvores urbanas.


Desde o início das suas atividades a Cemig Distribuição, em parceria com a Fundação Biodiversitas, desenvolve o Programa de Educação Ambiental nas Escolas - Terra da Gente, que em 2010 contemplou 318 escolas da região de Campo das Vertentes e Sul de Minas. Mais de 91 mil alunos receberam materiais pedagógicos especialmente elabo-rados para o programa e mais de 5,6 mil professores foram treinados.

Em 2010 o programa defi nido para a Semana do Meio Ambiente foi o Premiar. O tema geral do evento, “Viver em harmonia é uma arte”, foi baseado na convivência urbana com as árvores.


Como resultado dos esforços desenvolvidos pela Cemig Distribuição em 2010, vários segmentos da sociedade reconheceram a excelência de suas atividades, resultando em várias premiações, dentre as quais destacamos:


A CEMIG, controladora da Cemig Distribuição, foi selecionada, pelo 11º ano conse-cutivo, para compor a carteira do Dow Jones Sustainability World Index – DJSI

World, em sua edição 2010/2011, juntamente com outras 318 empresas de 27 países. A CEMIG continua sendo a única empresa do setor elétrico da América Latina a fazer parte desse índice internacional, desde 2000, quando foi anunciada a primeira edição do índice.


Fazer parte do Índice Dow Jones de Sustentabilidade refl ete o compromisso da Cemig com a geração atual e com as gerações futuras. A Cemig busca continu-amente aprimorar suas práticas de sustentabilidade empresarial, alinhando-se às melhores práticas de gestão corporativa, respeito ao meio ambiente e ao bem-estar da sociedade, sendo importante ressaltar a contribuição da Cemig D para esse reco-nhecimento.

Prêmio Índice de Satisfação Percebida pela ANEEL

A Empresa fi cou em segundo lugar no Prêmio Índice Aneel de Satisfação do Consu-midor (Iasc) em 2010, na categoria “Região Sudeste acima de 400 mil unidadesconsumidoras”.

Promovido pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), o Iasc premia as distri-buidoras de energia mais bem avaliadas pelos consumidores brasileiros durante o ano. A Cemig Distribuição obteve um índice de 70,26 de satisfação, fi cando acima da média na categoria, que foi de 65,87.

Prêmio Nacional da Qualidade

A Cemig Distribuição foi classifi cada como fi nalista do Prêmio Nacional da Qualidade (PNQ) 2010. Esse reconhecimento é resultado da análise fi nal da comissão julgadora e representa que a Empresa atendeu de forma balanceada aos Fundamentos da Exce-lência, demonstrando bons resultados no desempenho de sua gestão, podendo ser consi-derada como referencial de excelência em muitas práticas e resultados.

Concedido todos os anos pela Fundação Nacional da Qualidade (FNQ), o PNQ é o mais importante prêmio de gestão no Brasil. A pontuação obtida em 2010, a mais alta dentre as participações anteriores da Cemig Distribuição, representará também uma pontuação signifi -cativa no Prêmio da Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (Abradee).


A Administração da CEMIG DISTRIBUIÇÃO é grata ao Governo de Minas, nosso acionista majoritário, pela confi ança e apoio constantemente manifestados durante o ano. Estende também os agradecimentos às demais autoridades federais, estaduais e municipais, às comunidades servidas pela Companhia, aos acionistas e demais investi-dores e, em especial, à dedicação de seu qualifi cado corpo de empregados.

BALANÇO SOCIAL DA CEMIG DISTRIBUIÇÃO A CEMIG DISTRIBUIÇÃO EM NÚMEROS


2010 20091) Base de Cálculo Valor (Mil Reais) Valor (Mil Reais)

Receita Líquida (RL) ................................................................................. 6.927.122 6.694.107Resultado Operacional (RO) ..................................................................... 575.162 1.192.771Folha de Pagamento Bruta (FPB) ............................................................. 678.768 724.2962) Indicadores Sociais Internos Valor (Mil R$) %Sobre FPB %Sobre RL Valor (Mil R$) %Sobre FPB %Sobre RLAlimentação................................................................................................ 56.363 8,30 0,81 55.593 7,86 0,87Encargos sociais compulsórios.................................................................. 175.080 25,79 2,53 165.911 23,47 2,60Previdência privada .................................................................................... 45.845 6,75 0,66 91.757 12,98 1,44Saúde ........................................................................................................... 30.117 4,44 0,43 26.132 3,70 0,41Segurança e medicina no trabalho ............................................................ 8.739 1,29 0,13 8.720 1,23 0,14Educação ..................................................................................................... 775 0,11 0,01 84 0,01 0,00Cultura ........................................................................................................ 134 0,02 0,00 121 0,02 0,00Capacitação e desenvolvimento profi ssional ............................................ 20.623 3,04 0,30 20.064 2,84 0,31Creches ou auxílio-creche ......................................................................... 1.214 0,18 0,02 1.259 0,18 0,02Participação nos lucros ou resultados ....................................................... 236.031 34,77 3,41 162.566 23,00 2,55Outros ......................................................................................................... 11.640 1,71 0,17 10.960 1,55 0,17Total - Indicadores Sociais Internos .......................................................... 586.427 86,42 8,47 543.167 76,84 8,51

3) Indicadores Sociais Externos Valor (Mil R$) %Sobre RO %Sobre RL Valor (Mil R$) %Sobre RO %Sobre RLEducação ..................................................................................................... 2.267 0,39 2.006 0,34 0,03Cultura ........................................................................................................ 5.139 0,89 0,07 9.474 1,61 0,15Outros Doações/Subvenções/Projetos Sociais/ Esporte .......................... 51.157 8,89 0,74 8.092 1,38 0,13Total das Contribuições para a Sociedade ................................................ 56.296 9,79 0,81 19.572 3,33 0,31 Tributos (excluídos encargos sociais) ....................................................... 4.340.479 754,65 62,66 4.033.611 686,68 63,18Total – Indicadores Sociais Externos ........................................................ 4.404.181 774,62 4.053.183 690,01 63,48

4) Indicadores Ambientais Valor (Mil R$) %Sobre RO %Sobre RL Valor (Mil R$) %Sobre RO %Sobre RLRelacionados com a operação da empresa ............................................... 26.546 4,62 0,38 24.720 4,21 0,39Em Programas e/ou projetos externos ...................................................... – – – – – –Total dos Investimentos em Meio Ambiente ............................................ 26.546 4,62 0,38 24.720 4,21 0,39

5) Indicadores do Corpo Funcional Nº de empregados (as) ao fi nal do período ............................................... 6.807 7.461Nº de admissões durante o período ........................................................... 3 0Nº de empregados (as) terceirizados (as) ................................................. ND NDNº de estagiários (as) ................................................................................. 299 316Escolaridade dos empregados - Superior e extensão universitária ........................................................... 1866 2.019 - 2º Grau ..................................................................................................... 4305 4.695 - 1º Grau .................................................................................................... 552 644- Até 1° Grau incompleto .......................................................................... 84 NDNº de empregados (as) acima de 45 anos ................................................. 2.349 2.910Nº de mulheres que trabalham na Companhia ......................................... 822 944% de cargos de chefi a ocupados por mulheres ......................................... 11,96% 12,30%Nº de negros (as) que trabalham na Companhia ...................................... 2186 2.333% de cargos de chefi a ocupados por negros (as) ...................................... 15,38% 0,90%Nº de portadores (as) de defi ciência ou necessidades especiais 41 39

6) Informações relevantes quanto ao exercício da cidadania empresarial 2010 Metas 2011Relação entre maior e a menor remuneração na Companhia .................. NDNúmero total de acidentes de trabalho...................................................... 72 NDOs projetos sociais e ambientais desenvolvidos pela empresa foram defi nidos:

( ) pela direção( x ) direção e gerências( ) todos os empregados


Os padrões de segurança e salubridade no ambiente de trabalho foram defi nidos:



A previdência privada contempla: ( ) pela direção( ) direção e gerências( x ) todos os empregados

( ) pela direção( ) direção e gerências( x ) todos os empregados

A participação nos lucros ou resultados contempla: ( ) pela direção( ) direção e gerências( x ) todos os empregados

( ) pela direção( ) direção e gerências( x ) todos os empregados

Na seleção dos fornecedores, os mesmos padrões éticos e de responsabilidade social e ambiental adotados pela empresa:

( ) não são considerados( ) são sugeridos( x ) são exigidos

( ) não são considerados( ) são sugeridos( x ) são exigidos

Quanto à participação dos empregados em programas de trabalho voluntário, a empresa:

( ) não se envolve( ) apóia( x ) organiza e incentiva

( ) não se envolve( ) apóia( x ) organiza e incentiva

7) Outras Informações

I. Os resíduos gerados são quantifi cados e controlados de acordo com procedimentos corporativos de manuseio, transporte, armazenagem e destinação fi nal. Esses procedimentos tendem a evoluir para a determinação de metas anuais de redução de resíduos.

II. Merece destaque a reciclagem de lâmpadas fl uorescentes e de iluminação pública em toda a área de concessão da Companhia, totalizando no ano de 2009, 277.836 lâmpadas. Além disso, foram regenerados e reutilizados, também em 2009, aproximadamente 214 mil litros de óleo mineral isolante retirados dos transformadores colocados fora de operação.

III. A quantifi cação do consumo de energia elétrica e combustível é realizada anualmente e não possui metas de redução.

IV. Foram alienados ou reciclados 2.325 toneladas de material e equipamentos. Dentre os materiais estão isoladores de porcelana, sucatas metálicas de medidores, reatores, cabos, fi os e baterias.

* Foram contabilizados na linha “Investimentos relacionados com a produção/operação da empresa”.

AtendimentoNúmero de consumidores (em milhares) .................................. 6.832 7.064Número de empregados ........................................................... 7.461 6.807Número de consumidores por empregado ................................ 916 1.038Número de localidades atendidas .............................................. 5.415 5.415Número de municípios atendidos .............................................. 774 774MercadoÁrea de concessão (Km²) .......................................................... 567.478 567.478Consumo residencial médio (KWh/ano) ................................... 1.388 1.409Tarifas médias de fornecimento – incluindo ICMS (R$/MWh) Residencial .............................................................................. 465,39 486,70 Comercial ................................................................................ 435,65 442,70 Industrial ................................................................................. 351,88 354,15 Rural ........................................................................................ 254,82 256,20DEC (horas) .............................................................................. 14,10 13,08FEC (número de interrupções) .................................................. 6,76 6,59Privação de fornecimento por consumidor – minutos/mês ....... 70 65OperacionaisNúmero de Subestações ............................................................ 361 360Linhas de Subtransmissão (Km) ............................................... 16.694 16.835Linhas de Distribuição (Km) Urbana ..................................................................................... 90.180 91.465 Rural ........................................................................................ 353.345 362.470FinanceirosReceita operacional – R$ milhões ............................................. 10.261 11.074Receita operacional líquida - R$ milhões ................................. 6.694 6.927Margem operacional - % ........................................................... 19,12 11,54LAJIDA ou EBITDA - R$ milhões ........................................... 1.636 1.177Lucro líquido - R$ milhões ....................................................... 776.214 441.002Lucro líquido por lote de 1000 ações R$ ................................. 343,15 194,96Patrimônio líquido - R$ milhões ............................................... 2.095 2.377Valor patrimonial por lote de mil ações ................................... 926,00 1.050,80Rentabilidade do patrimônio líquido - % .................................. 52,18 21,05Endividamento do patrimônio líquido - % ................................ 313,22 303,87Liquidez Corrente ..................................................................... 0,74 1,30Liquidez Geral .......................................................................... 0,92 0,96

Descrições 2009 2010

CONSELHO ADMINISTRAÇÃO

CONSELHO FISCALMembros Efetivos Membros Suplentes


Superintendência de Relações com InvestidoresTelefones: (31) 3506-5024 – 3506-5028 • Fax: (31) 3506-5025-3506-5026

Endereço eletrônico: Site: www.cemig.com.br • E-Mail: [email protected]

DIRETORIA EXECUTIVA

Membros Efetivos Membros SuplentesDorothea Fonseca Furquim Werneck Paulo Sérgio Machado Ribeiro

Djalma Bastos de Morais Lauro Sérgio Vasconcelos DavidArcângelo Eustáquio Torres Queiroz Franklin Moreira Gonçalves

Antônio Adriano Silva Marco Antonio Rodrigues da CunhaFrancelino Pereira dos Santos Luiz Antônio Athayde Vasconcelos

Maria Estela Kubitschek Lopes Fernando Henrique Schuffner NetoJoão Camilo Penna Guilherme Horta Gonçalves Júnior

Guy Maria Vilela Paschoal Cezar Manoel de MedeirosEduardo Borges de Andrade Ricardo Antônio Mello CastanheiraOtávio Marques de Azevedo Renato Torres de Faria

Paulo Roberto Reckziegel Guedes Newton Brandão Ferraz RamosRicardo Coutinho de Sena Paulo Márcio de Oliveira MonteiroSaulo Alves Pereira Junior Tarcísio Augusto Carneiro

Aristóteles Luiz MenezesVasconcellos Drummond


Luiz Guaritá Neto Ari Barcelos da SilvaThales de Souza Ramos Filho Aliomar Silva Lima

Vicente de Paulo Barros Pegoraro Newton de MouraHelton da Silva Soares Rafael Cardoso Cordeiro

Nome CargoDjalma Bastos de Morais Diretor-PresidenteArlindo Porto Neto Diretor Vice-PresidenteJosé Carlos de Mattos Diretor de Distribuição e ComercializaçãoLuiz Fernando Rolla Diretor de Finanças, Relações com

Investidores e Controle de ParticipaçõesFernando Henrique Schüffner Neto DiretorFrederico Pacheco de Medeiros Diretor de Gestão EmpresarialFuad Jorge Noman Filho Diretor de GásJosé Raimundo Dias Fonseca Diretor ComercialMaria Celeste Morais Guimarães Diretora JurídicaLuiz Henrique Michalick Diretor de Relações Institucionais e Comunicação


BALANÇOS PATRIMONIAISEM 31 DE DEZEMBRO DE 2010 E 2009 E 1º DE JANEIRO DE 2009 - (Em milhares de reais)

DEMONSTRAÇÕES DOS FLUXOS DE CAIXAEXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2010 E 2009

(Em milhares de reais)

DEMONSTRAÇÕES DE RESULTADOSEXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2010 E 2009

(Em milhares de reais, exceto lucro líquido por lote de mil ações)

ATIVO PASSIVO

DEMONSTRAÇÕES DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDOEXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2010 E 2009

(Em milhares de reais, exceto dividendos e juros sobre capital próprio por lote de mil ações)

As notas explicativas são parte integrante das demonstrações contábeis.



Nota 2010 2009 01/01/2009CIRCULANTE Caixa e Equivalentes de Caixa ................................................................ 4 503.409 246.201 442.421 Consumidores e Revendedores ............................................................... 5 1.496.609 1.504.191 1.348.174 Concessionários - Transporte de Energia ................................................ 273.948 290.309 358.853 Tributos Compensáveis ........................................................................... 6 474.161 529.055 342.830 Fundos Vinculados .................................................................................. 14.048 2.607 97.697 Estoques .................................................................................................. 21.318 20.047 23.410 Outros ..................................................................................................... 334.368 197.575 221.711 TOTAL DO CIRCULANTE ................................................................. 3.117.861 2.789.985 2.835.096

NÃO CIRCULANTE Imposto de Renda e Contribuição Social Diferidos ................................ 7 637.168 594.489 841.092 Tributos Compensáveis ........................................................................... 6 98.718 82.772 57.351 Depósitos Vinculados a Litígios .............................................................. 8 641.897 418.809 212.832 Consumidores e Revendedores ............................................................... 5 18.491 76.240 17.380 Créditos com Pessoas Ligadas ................................................................ 14.656 45.548 23.860 Outros Créditos ....................................................................................... 25.747 29.273 26.217 Ativo Financeiro da Concessão ............................................................... 9 2.387.093 2.030.284 1.509.111 Investimentos .......................................................................................... 5.717 5.726 5.554 Intangível ................................................................................................. 10 2.652.214 2.582.128 2.852.003

TOTAL DO NÃO CIRCULANTE ....................................................... 6.481.701 5.865.269 5.545.400

ATIVO TOTAL ......................................................................................... 9.599.562 8.655.254 8.380.496

Nota 2010 2009 01/01/2009CIRCULANTE Empréstimos e Financiamentos ............................................................... 13 388.825 986.818 295.236 Debêntures ............................................................................................... 13 21.918 764.645 20.281 Fornecedores ........................................................................................... 11 770.139 608.903 608.261 Impostos, Taxas e Contribuições ............................................................. 12 263.385 286.393 286.223 Juros Sobre Capital Próprio e Dividendos a Pagar ................................. 50.842 202.306 682.227 Salários e Encargos Sociais ..................................................................... 156.978 246.672 195.878 Encargos Regulatórios ............................................................................. 14 273.075 238.952 327.073 Participações nos Lucros ......................................................................... 81.641 69.624 85.274 Obrigações Pós-Emprego ........................................................................ 15 53.579 58.651 53.092 Provisão para Perdas - Instrumentos Financeiros ................................... 23 69.271 78.305 79.633 Outras ...................................................................................................... 274.875 250.348 264.726 TOTAL DO CIRCULANTE ................................................................. 2.404.528 3.791.617 2.897.904

NÃO CIRCULANTE Empréstimos e Financiamentos ............................................................... 13 1.831.199 864.956 1.675.007 Debêntures ............................................................................................... 13 805.053 − 732.144 Provisões e Contingências Judiciais ........................................................ 16 31.749 73.851 67.430 Obrigações Pós-Emprego ........................................................................ 15 1.316.001 1.304.228 1.293.794 Impostos, Taxas e Contribuições ............................................................. 12 704.596 421.894 205.951 Encargos Regulatórios ............................................................................. 14 109.066 92.366 15.495 Outras ...................................................................................................... 20.471 11.737 5.267 TOTAL DO NÃO CIRCULANTE ....................................................... 4.818.135 2.769.032 3.995.088TOTAL DO PASSIVO

PATRIMÔNIO LÍQUIDO ATRIBUÍDO AOS CONTROLADORES .... 17 Capital Social .......................................................................................... 2.261.998 2.261.998 2.261.998 Reservas de Lucros .................................................................................. 114.901 383.126 214.013 Prejuízos Acumulados ............................................................................. − (550.519) (988.507)TOTAL DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO .................................................. 2.376.899 2.094.605 1.487.504

TOTAL DO PASSIVO E DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO ..................... 9.599.562 8.655.254 8.380.496

Nota 2010 2009

RECEITA ........................................................................................................................... 18 6.927.122 6.694.107

CUSTOS OPERACIONAIS ............................................................................................. 19 CUSTO COM ENERGIA ELÉTRICA E GÁS Energia Elétrica Comprada para Revenda ....................................................................... (2.925.045) (2.483.311) Encargos de Uso da Rede Básica de Transmissão ........................................................... (615.584) (552.649) (3.540.629) (3.035.960)CUSTO DE OPERAÇÃO Pessoal e Administradores ................................................................................................ (645.716) (644.159) Materiais ........................................................................................................................... (93.046) (75.423) Serviços de Terceiros ........................................................................................................ (563.017) (457.508) Amortização ..................................................................................................................... (350.464) (352.022) Provisões Operacionais .................................................................................................... (30.106) (43.043) Participação dos Empregados e Administradores no Resultado ...................................... (236.031) (162.566) Outras ............................................................................................................................... (114.744) (71.446) (2.033.124) (1.806.167)

CUSTO TOTAL ................................................................................................................. (5.573.753) (4.842.127)

LUCRO BRUTO ................................................................................................................ 1.353.369 1.851.980

DESPESA OPERACIONAL ............................................................................................. 19 Despesas com Vendas ....................................................................................................... (225.157) (97.915) Despesas Gerais e Administrativas .................................................................................. (251.696) (344.777) Outras Despesas Operacionais ........................................................................................ (77.059) (129.599) (553.912) (572.291)

Resultado Operacional Antes do Resultado Financeiro ................................................. 799.457 1.279.689Receitas Financeiras ............................................................................................................. 20 300.176 369.267Despesas Financeiras ........................................................................................................... (524.471) (456.185)

Resultado Antes dos Impostos........................................................................................... 575.162 1.192.771

Imposto de Renda e Contribuição Social ............................................................................. 7b (188.518) (154.280)Imposto de Renda e Contribuição Social Diferidos ............................................................. 7b 54.358 (262.277)

RESULTADO DO EXERCÍCIO ...................................................................................... 441.002 776.214Lucro Básico por ação preferencial e ordinária ................................................................... 0,19496 0,34315Lucro Diluído por ação preferencial e ordinária .................................................................. 0,19496 0,34315

2010 2009

FLUXOS DE CAIXA DAS ATIVIDADES OPERACIONAIS Resultado do Exercício ......................................................................................................................... 441.002 776.214 Despesas (Receitas) que não afetam Caixa e Equivalentes de Caixa Amortização ....................................................................................................................................... 377.534 356.789 Juros e Variações Monetárias ............................................................................................................. 49.166 (45.480) Imposto de Renda e Contribuição Social Diferidos ........................................................................... (54.358) 262.277 Provisões para Perdas Operacionais ................................................................................................... 5.462 67.636 Provisões para Perdas Instrumentos Financeiros ............................................................................... 5.216 45.325 Obrigações Pós-Emprego ................................................................................................................... 78.524 91.819 902.546 1.554.580 (Aumento) Redução de Ativos Consumidores e Revendedores ........................................................................................................... (39.983) (217.233) Tributos Compensáveis ...................................................................................................................... 54.894 (186.225) Transporte de energia ......................................................................................................................... 16.361 68.544 Depósitos Judiciais ............................................................................................................................. (223.088) (205.977) Imposto de Renda e Contribuição Social Diferidos ........................................................................... (15.946) (25.421) Outros ................................................................................................................................................. (31.904) 122.326 (239.666) (443.986) Aumento (Redução) de Passivos Fornecedores ....................................................................................................................................... 161.236 642 Tributos e Contribuição Social ........................................................................................................... 271.374 200.440 Salários e Contribuições Sociais ........................................................................................................ (89.694) 50.794 Encargos do Consumidor a Recolher ................................................................................................. 34.123 (88.121) Empréstimos e Financiamentos .......................................................................................................... 34.796 (11.717) Obrigações Pós-Emprego ................................................................................................................... (71.823) (75.826) Perdas Instrumentos Financeiros ........................................................................................................ (14.250) (46.653) Outros ................................................................................................................................................. 36.544 (30.027) 362.306 (468)

CAIXA LÍQUIDO PROVENIENTE DAS ATIVIDADES OPERACIONAIS ....................................... 1.025.186 1.110.126

FLUXOS DE CAIXA DAS ATIVIDADES DE FINANCIAMENTO Financiamentos Obtidos ....................................................................................................................... 665.591 118.622 Pagamentos de Empréstimos e Financiamentos ................................................................................... (318.977) (167.674) Juros sobre Capital Próprio e Dividendos ............................................................................................ (310.172) (649.035)

CAIXA LÍQUIDO PROVENIENTE DAS ATIVIDADES DE FINANCIAMENTO ............................. 36.442 (698.087)

FLUXOS DE CAIXA DAS ATIVIDADES DE INVESTIMENTO Em Investimentos ................................................................................................................................. 9 (172) Em Ativos Financeiros da Concessão .................................................................................................. (356.809) (521.173) Em Intangível ....................................................................................................................................... (447.620) (86.914)

CAIXA LÍQUIDO PROVENIENTE DAS ATIVIDADES DE INVESTIMENTO ................................ (804.420) (608.259)

VARIAÇÃO LÍQUIDA DO CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXA ............................................ 257.208 (196.220)DEMONSTRAÇÃO DA VARIAÇÃO DO CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXA .......................... No início do exercício .............................................................................................................................. 246.201 442.421No fi m do exercício .................................................................................................................................. 503.409 246.201 257.208 (196.220)

PAGAMENTOS EFETUADOS NO EXERCÍCIOJuros sobre empréstimos e fi nanciamentos .............................................................................................. 230.691 254.939Imposto de Renda e Contribuição Social ................................................................................................. 81.245 198.053

TRANSAÇÕES QUE NÃO ENVOLVERAM A SAÍDA DE CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXAEncargos Financeiros Transferidos para o Intangível .............................................................................. 17.116 5.433

CapitalSocial

Reservasde Lucros

Lucros (Prejuízos)

Acumulados

Total do Patrimônio

Líquido

SALDOS EM 1 DE JANEIRO DE 2009 ................................................. 2.261.998 214.013 (988.507) 1.487.504

Lucro Líquido do Exercício ........................................................................ − − 776.214 776.214

Transações com acionistas registradas diretamente no Patrimônio Líquido Juros sobre o capital próprio (R$67,04 por ação) ................................... − − (151.653) (151.653) Dividendos (R$ 30,57 por ação) ............................................................. (17.460) (17.460)Outras mutações no Patrimônio Líquido .................................................... Constituição de Reserva Legal ................................................................ − 16.911 (16.911) − Constituição de Reserva de Retenção de Lucros .................................... − 152.202 (152.202) −

SALDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2009 .......................................... 2.261.998 383.126 (550.519) 2.094.605

Lucro Líquido do Exercício ........................................................................ − − 441.002 441.002

Transações com acionistas registradas diretamente no Patrimônio Líquido Juros sobre o capital próprio (R$70,16 por lote de mil ações) ................ − − (158.708) (158.708) Absorção de prejuízo Acumulado ........................................................... − (268.225) 268.225 −

SALDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2010 .......................................... 2.261.998 114.901 − 2.376.899


DEMONSTRAÇÕES DO VALOR ADICIONADOEXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2010 E 2009 - (Em milhares de reais)

RECEITAS Venda de Energia e Serviços ........................................................................................................................................................................................................................................... 11.074.655 10.504.346 Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa ............................................................................................................................................................................................................ (47.565) (61.216) 11.027.090 10.443.130 INSUMOS ADQUIRIDOS DE TERCEIROS Energia Elétrica Comprada para Revenda ...................................................................................................................................................................................................................... (2.925.045) (2.483.311) Encargos de Uso da Rede Básica da Transmissão .......................................................................................................................................................................................................... (615.584) (552.649) Serviços de Terceiros ...................................................................................................................................................................................................................................................... (641.620) (522.940) Materiais ......................................................................................................................................................................................................................................................................... (98.929) (81.833) Outros Custos Operacionais ........................................................................................................................................................................................................................................... (251.946) (130.446) (4.533.124) (3.771.179)

VALOR ADICIONADO BRUTO .................................................................................................................................................................................................................................. 6.493.966 6.671.951

RETENÇÕES Amortização .................................................................................................................................................................................................................................................................... (377.534) (356.789) VALOR ADICIONADO LÍQUIDO ............................................................................................................................................................................................................................ 6.116.432 6.315.162

VALOR ADICIONADO RECEBIDO EM TRANSFERÊNCIA Receitas Financeiras ....................................................................................................................................................................................................................................................... 300.176 369.267

VALOR ADICIONADO A DISTRIBUIR .................................................................................................................................................................................................................... 6.416.608 6.684.429

DISTRIBUIÇÃO DO VALOR ADICIONADO % % Empregados ..................................................................................................................................................................................................................................................................... 977.889 15,24 1.030.186 15,41 Remuneração Direta ....................................................................................................................................................................................................................................................... 678.190 10,56 582.901 8,72 Benefícios ....................................................................................................................................................................................................................................................................... 245.463 3,83 232.011 3,47 FGTS .............................................................................................................................................................................................................................................................................. 39.665 0,62 61.384 0,92 Outros ............................................................................................................................................................................................................................................................................. 14.571 0,23 153.890 2,30 Impostos, Taxas e Contribuições ................................................................................................................................................................................................................................... 4.437.664 69,16 4.394.404 65,74 Federais ........................................................................................................................................................................................................................................................................... 2.221.697 34,62 2.284.773 34,18 Estaduais ......................................................................................................................................................................................................................................................................... 2.213.612 34,50 2.107.624 31,53 Municipais ...................................................................................................................................................................................................................................................................... 2.355 0,04 2.007 0,03 Remuneração de Capitais de Terceiros ........................................................................................................................................................................................................................ 560.053 8,73 483.625 7,24 Juros ................................................................................................................................................................................................................................................................................ 524.471 8,18 456.185 6,82 Aluguéis .......................................................................................................................................................................................................................................................................... 35.582 0,55 27.440 0,41 Remuneração de Capital Próprio ................................................................................................................................................................................................................................. 441.002 6,87 776.214 11,61 Juros sobre Capital Próprio ............................................................................................................................................................................................................................................. 158.707 2,47 151.653 2,27 Dividendos ...................................................................................................................................................................................................................................................................... − − 17.460 0,26 Lucros Retidos ................................................................................................................................................................................................................................................................ 282.295 4,40 607.101 9,08 6.416.608 100,00 6.684.429 100,00

2010 2009


NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEISEXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2010 E 2009 E BALANÇO DE ABERTURA EM 1º DE JANEIRO DE 2009 (Em milhares de reais, exceto se indicado de outra forma)

1. CONTEXTO OPERACIONAL

(a) A Companhia

A Cemig Distribuição S.A. (“Companhia” ou “Cemig Distribuição”) é uma sociedade anônima de capital aberto, subsidiária integral da Companhia Energética de Minas Gerais – CEMIG (“CEMIG”), constituída em 8 de setembro de 2004 e com início das suas opera-ções a partir de 1º de janeiro de 2005, como resultado do processo de desmembramento das atividades da CEMIG. Suas ações não são negociadas em Bolsa de Valores.

A Cemig Distribuição tem como área de concessão 567.478 Km2, aproximadamente 97% do Estado de Minas Gerais, atendendo a 7.063.389 consumidores em 31 de dezembro de 2010.

A Companhia é uma entidade domiciliada no Brasil, com endereço na Av. Barbacena, 1.200 – Belo Horizonte / MG.

(b) Setor Elétrico no Brasil:

O setor de energia elétrica no Brasil é regulado pelo Governo Federal, atuando por meio do Ministério de Minas e Energia (“MME”), o qual possui autoridade exclusiva sobre o setor elétrico. A política regulatória para o setor é implementada pela Agência Nacional de Energia Elétrica (“ANEEL”).

O fornecimento de energia elétrica a varejo pela Companhia é efetuado de acordo com o previsto nas cláusulas de seus contratos de concessão de longo prazo de venda de energia. De acordo com os contratos de concessão, a Companhia está autorizada a cobrar de seus consumidores uma taxa pelo fornecimento de energia consistindo em dois componentes: (1) uma parcela referente aos custos de geração, transmissão e distribuição de energia não gerenciáveis (“Custos da Parcela A”); e (2) uma parcela de custos operacionais (“Custos da Parcela B”). Ambas as parcelas são estabelecidas como parte da concessão original para determinados períodos iniciais. Subsequentemente aos períodos iniciais, e em intervalos regulares, a ANEEL tem a autoridade de rever os custos da Companhia, a fi m de determinar o ajuste da infl ação (ou outro fator de ajuste similar), caso existente, aos Custos da Parcela B (“Ajuste Escalar”) para o período subsequente. Esta revisão poderá resultar num ajuste escalar com valor positivo, nulo ou negativo.

Adicionalmente aos ajustes referentes aos Custos da Parcela A e Parcela B mencionados acima, as concessões para fornecimento de energia elétrica têm um ajuste tarifário anual, baseado em uma série de fatores, incluindo a infl ação. Adicionalmente, como resultado das mudanças regulatórias ocorridas em dezembro de 2001, a Companhia pode agora requisitar reajustes tarifários resultantes de eventos signifi cativos que abalem o equilíbrio econômico-fi nanceiro dos seus negócios. Outros eventos normais ou recorrentes (como altas no custo da energia comprada, impostos sobre a receita ou ainda a infl ação local) também têm permissão para serem absorvidos através de aumentos tarifários específi cos. Quando a Companhia solicita um reajuste tarifário, se faz necessário comprovar o impacto fi nanceiro resultante destes eventos nas operações. Vide notas 2 e 4.

2. BASE DE PREPARAÇÃO

2.1. Declaração de Conformidade

As Demonstrações Contábeis:

foram elaboradas e preparadas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil (“BRGAAP”), compreendendo: a Lei das Sociedades por Ações, que incorporam os dispositivos das Leis 11.638/07 e 11.941/09; os pronunciamentos, as orientações e as inter-pretações emitidas pelo Comitê de Pronunciamentos Contábeis (“CPC”); normas da Comissão de Valores Mobiliários (“CVM”);

foram elaboradas e preparadas conforme as normas internacionais de relatórios fi nanceiros (“IFRS”) emitidas pelo International Accounting Standard Board (“IASB”);

essas são as primeiras Demonstrações Contábeis preparadas conforme as IFRS nas quais o CPC 37 (“Adoção Inicial das Normas Internacionais de Contabilidade”) foi aplicado;

os impactos decorrentes da adoção das novas normas de contabilidade brasileiras e das IFRS estão descritos em maiores detalhes no item 2.2 desta Nota;

em 16 de março de 2011 a Diretoria Executiva da Companhia autorizou a conclusão das Demonstrações Contábeis referentes ao exercício fi ndo em 31 de dezembro de 2010 e o consequente envio ao Conselho de Administração para aprovação.

2.2. Bases de mensuração

As Demonstrações Contábeis foram preparadas com base no custo histórico com exceção dos seguintes itens materiais reconhecidos nos balanços patrimoniais:

os instrumentos fi nanceiros derivativos mensurados pelo valor justo; e

os instrumentos fi nanceiros mensurados pelo valor justo por meio do resultado.

2.3. Moeda funcional e moeda de apresentação

Essas Demonstrações Contábeis são apresentadas em Real, que é a moeda funcional da Companhia. Todas as informações fi nanceiras estão apresentadas em milhares de Reais, exceto quando indicado de outra forma.

2.4. Uso de estimativas e julgamentos

A preparação das Demonstrações Contábeis de acordo com as normas IFRS e as normas do CPC exige que a Administração faça julga-mentos, estimativas e premissas que afetam a aplicação de políticas contábeis e os valores reportados de ativos, passivos, receitas e despesas. Os resultados reais podem divergir dessas estimativas.

As informações sobre julgamentos críticos referente as políticas contábeis adotadas que apresentam efeitos sobre os valores reconhe-cidos nas demonstrações contábeis estão incluídas na nota explicativa 2.7.

Estimativas e premissas são revistos de uma maneira contínua. Revisões com relação a estimativas contábeis são reconhecidas no período em que as estimativas são revisadas e em quaisquer períodos futuros afetados.

As principais estimativas relacionadas às Demonstrações Contábeis referem-se ao registro dos efeitos decorrentes de:

Nota 5 - Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa; Nota 7 - Imposto de Renda e Contribuição Social Diferidos; Nota 15 - Obrigações Pós-Emprego; Nota 19 - Amortização; Nota 16 - Provisões; Nota 18 - Fornecimento não Faturado de Energia Elétrica; e Nota 23 – Mensuração de Instrumentos Financeiros e Instrumentos Financeiros Derivativos.

2.5. Isenções

A Companhia optou por aplicar as seguintes isenções com relação à aplicação retrospectiva:

Interpretação Técnica ICPC 01 (IFRIC 12) – A Companhia considerou impraticável a aplicação retroativa da interpretação em função do volume e idade dos seus ativos de distribuição, denominados concessões antigas. Dessa forma, foram utilizados os saldos contá-beis desses ativos na data de transição.

2.6. Harmonização das normas contábeis brasileiras às IFRS

Como relatado na nota explicativa 2.1, estas são as primeiras Demonstrações Contábeis da Companhia preparadas de acordo com as IFRS.

As políticas contábeis estabelecidas na nota explicativa 2.9 foram aplicadas na preparação das Demonstrações Contábeis para o ano encerrado em 31 de dezembro de 2010, nas informações comparativas apresentadas nestas Demonstrações Contábeis para o ano encer-rado em 31 de dezembro de 2009 e na preparação do balanço patrimonial de abertura em IFRS para a posição fi nanceira em 1º de janeiro de 2009 (data de transição da Companhia).

Na preparação de sua demonstração de posição fi nanceira de abertura em IFRS, a Companhia ajustou valores anteriormente apresen-tados em Demonstrações Contábeis preparadas de acordo com a prática contábil anteriormente adotada. Uma explicação de como a transição da prática contábil anteriormente adotada para IFRS afetou a posição fi nanceira e o desempenho fi nanceiro da Companhia, apresentado na nota seguinte.

2.7. Principais impactos e alterações nas Demonstrações Contábeis em função da adoção dos novos pronunciamentos emitidos pelo CPC e as normas IFRS

Os principais efeitos nas Demonstrações Contábeis da Companhia em função da adoção em 2010 dos pronunciamentos contábeis emitidos pelo Comitê de Pronunciamentos Contábeis de nºs 15 a 43, das Interpretações Técnicas de nºs 1 a 16, das Orientações Técnicas de nºs 3 a 5, além das normas IFRS, estão descritos a seguir:

a) Interpretação Técnica ICPC 01 (IFRIC 12) e Orientação OCPC 05 – Contratos de Concessão

Esta Interpretação, especifi ca condições a serem atendidas em conjunto para que as concessões públicas estejam inseridas em seu alcance:

o concedente controla ou regulamenta quais serviços o concessionário deve prestar com a infraestrutura, a quem os serviços devem ser prestados e o seu preço;



o concedente controla, por meio de titularidade, usufruto ou de outra forma qualquer, participação residual signifi cativa na infraestrutura no fi nal do prazo da concessão.

Quando da análise dos contratos de concessão da Companhia, constatou-se que as condições acima mencionadas se aplicam para os contratos de distribuição da Companhia.

De acordo com a Interpretação, quando um concessionário é remunerado pelos usuários dos serviços públicos, em decorrência da obtenção do direito de cobrá-los a um determinado preço e período pactuado com o Poder Concedente, o valor despendido pelo conces-sionário na aquisição desse direito é reconhecido no Ativo Intangível.

Por outro lado, quando o responsável pela remuneração dos investimentos feitos pelo concessionário for o Poder Concedente e o contrato estabelecer que há o direito contratual incondicional de receber caixa ou outro Ativo Financeiro, independentemente do uso efetivo da infraestrutura (demanda) ao longo do prazo de concessão, é necessário o reconhecimento do Ativo Financeiro.

Considerando as características das concessões de distribuição da Companhia foi utilizado na adoção inicial o modelo bifurcado, com o desmembramento da infraestrutura de concessão entre Ativo Intangível e Ativo Financeiro.

Aplicação na atividade de distribuição:

Na atividade de distribuição a infraestrutura recebida ou construída é recuperada por meio de dois fl uxos de caixa: (a) parte por meio do consumo de energia efetuado pelos consumidores (emissão do faturamento mensal da medição de energia consumida/vendida) durante o prazo da concessão; e (b) parte como indenização dos bens reversíveis no fi nal do prazo da concessão, a ser recebida diretamente do poder concedente ou para quem ele delegar essa tarefa.

Dessa forma, a Companhia mensurou o valor dos ativos, anteriormente registrados no Imobilizado, que não estarão integralmente amortizados até o fi nal da concessão, registrando esse valor como um Ativo Financeiro da concessão por ser um direito incondicional de receber caixa ou outro Ativo Financeiro diretamente do poder concedente. A diferença entre o valor anteriormente registrado no Imobilizado e o Ativo Financeiro da Concessão constituído foi transferida para o Ativo Intangível. Ou seja, os valores registrados no Intangível serão aqueles a serem amortizados até o fi nal da concessão, de acordo com a estimativa de vida útil dos ativos estabelecida pela ANEEL.

Na Cemig Distribuição, apesar da existência de cláusula de renovação nos atuais contratos de concessão da Companhia por mais 20 anos, essa renovação não foi considerada para fi ns de bifurcação dos ativos, sendo utilizada a data de vencimento do atual contrato, em fevereiro de 2016.

Os valores registrados no Ativo Intangível serão amortizados em conformidade com a vida útil dos ativos, utilizando-se como base a estimativa elaborada pela ANEEL.

Conforme defi nido pela Interpretação, considerando que as empresas de distribuição atuam essencialmente como responsáveis primá-rias em relação aos serviços de construção e instalação, é necessário o reconhecimento de receita e despesa de construção relacionadas a esses serviços.

Tendo em vista o modelo regulatório brasileiro, onde as empresas distribuidoras têm a sua remuneração baseada na operação e manu-tenção dos ativos e a construção de novas instalações é essencialmente terceirizada, entendemos que a margem de lucro nessa atividade de construção é imaterial, motivo pelo qual consideramos como nula para fi ns de elaboração das Demonstrações Contábeis.

Para as contribuições do consumidor, registradas como obrigações especiais, foram adotados os seguintes procedimentos:

o saldo inicial de obrigações especiais registrado na data de transição a ser amortizado até o vencimento da concessão. Caso seja estimado saldo remanescente, este deve ser classifi cado como Ativo Financeiro, em conta redutora;

a parcela do saldo inicial que deve ser amortizado entre a data da transição da norma contábil e o vencimento da concessão deve ser classifi cada como Ativo Intangível, em conta redutora.

Em função do critério utilizado de realizar a bifurcação dos ativos entre Financeiro e Intangível tendo como base os valores contábeis então constantes do Imobilizado, a alteração mencionada não alterou o Patrimônio Líquido da Companhia em 1º de janeiro de 2009.

b) Pronunciamento CPC 20 (IAS 23) - Encargos Capitalizados

A Companhia reavaliou os critérios para capitalização dos custos de empréstimos que são atribuíveis à aquisição, construção ou produção de um ativo, sendo estabelecida uma taxa média ponderada para a capitalização dos custos dos empréstimos que estão em vigência e que não estão vinculados diretamente a um ativo qualifi cável.

Esse procedimento implicou na transferência de custos para as obras em montantes superiores aos apurados de acordo com a prática contábil anterior, quando eram transferidos apenas os custos dos empréstimos e fi nanciamentos que eram diretamente vinculados às obras, e os custos dos demais empréstimos e fi nanciamentos eram integralmente registrados no resultado.

c) Pronunciamento CPC 27 (IAS 16) e ICPC 01 (IFRIC 12) – Rateio da Taxa de Administração

Até o exercício de 2009, a legislação do setor elétrico determinava que poderia ser apropriado mensalmente ao custo do imobilizado em curso até 8% dos gastos diretos de pessoal e serviços de terceiros, na proporção dos investimentos realizados, por meio de critério de rateio.


d) Pronunciamento CPC 33 (IAS 19) - Obrigações Pós-Emprego

A Companhia registra, desde o exercício de 2000, os custos, as contribuições e o passivo atuarial relacionados à suplementação de aposentadoria e os outros benefícios pós-emprego.

Apesar do Pronunciamento CPC 33 não apresentar alterações signifi cativas no cálculo atuarial das obrigações pós-emprego em relação aos critérios anteriores, é exigido que na adoção do pronunciamento sejam registradas as perdas atuariais acumuladas ainda não reconhecidas de períodos anteriores no saldo de abertura de 1º de janeiro de 2009 e que se encontravam somente divulgadas em nota explicativa.

Dessa forma, a Companhia registrou uma obrigação adicional no valor de R$460.556 em contrapartida ao Patrimônio Líquido, refe-rente as perdas atuariais ainda não reconhecidas em 1º de janeiro de 2009.

Adicionalmente, e exclusivamente para as obrigações pós-emprego com aposentadoria, tendo em vista que a Companhia tem uma dívida pactuada com o Fundo de Pensão para a amortização de obrigações atuariais e que essa dívida é superior a obrigação defi nida pelo atuário em conformidade ao CPC 33, foi feito um registro adicional no passivo para que a obrigação registrada refl ita exata-mente a obrigação com o fundo de pensão, no montante de R$460.556. Para maiores detalhes vide nota explicativa nº 15.

Dessa forma, tendo em vista que para as obrigações pós-emprego com aposentadoria o valor registrado no passivo corresponde à dívida, a atualização monetária e os juros incidentes sobre essa dívida estão registrados na despesa fi nanceira. Para as demais obriga-ções pós-emprego com plano de saúde, odontológico e seguro de vida, as despesas são registradas como operacionais.

e) Ativos e passivos regulatórios – Estrutura Conceitual (Framework)

A defi nição se os ativos e passivos regulatórios estariam dentro da estrutura conceitual das normas internacionais vem sendo discu-tida pelo International Accounting Standards Board – IASB desde 2005.

Em função destas discussões, uma minuta de pronunciamento relacionada aos procedimentos a serem adotados para o registro de ativos e passivos regulatórios nas empresas reguladas foi emitido pelo IASB em 2009 para análise e recebimento de contribuições. Em 2010, o IASB decidiu postergar a conclusão do projeto para 2011.


Dessa forma, a Companhia realizou a baixa dos ativos e passivos regulatórios de suas Demonstrações Contábeis, estando apresen-tados na nota explicativa nº 21 os principais saldos dos itens regulatórios que não foram registrados nas Demonstrações Contábeis da Companhia na data de 1º de janeiro de 2009.

g) Impostos incidentes sobre os ajustes de adoção das novas normas contábeis

Em decorrência dos ajustes mencionados anteriormente nesta nota relacionados à adoção das novas normas contábeis, a Companhia efetuou o registro dos impostos incidentes sobre esses ajustes conforme demonstrado a seguir na conciliação dos balanços patrimo-niais e na demonstração de resultado.



A composição dos efeitos no Patrimônio Líquido estão demonstrados no item 2.8 desta nota.

CIRCULANTE Caixa e Equivalentes de Caixa .................................................................................... 442.421 – 442.421 Consumidores e Revendedores ................................................................................... 1.348.174 – 1.348.174 Recomposição Tarifária Extraordinária e Parcela “A” ............................................... E 296.372 (296.372) – Concessionários - Transporte de Energia .................................................................... A 388.914 (30.061) 358.853 Tributos Compensáveis ............................................................................................... 342.830 – 342.830 Despesas Antecipadas – CVA ...................................................................................... E 722.984 (722.984) – Imposto de Renda e Contribuição Social Diferidos ..................................................... E 78.342 (78.342) – Ativo Regulatório PIS-PASEP/COFINS ..................................................................... E 46.240 (46.240) – Reajuste Tarifário Diferido .......................................................................................... E 133.423 (133.423) – Fundos Vinculados ....................................................................................................... 97.697 – 97.697 Estoques ....................................................................................................................... 23.410 – 23.410 Outros .......................................................................................................................... 268.242 (46.531) 221.711 TOTAL DO CIRCULANTE ..................................................................................... 4.189.049 (1.353.953) 2.835.096

NÃO CIRCULANTE ................................................................................................... Recomposição Tarifária Extraordinária e Parcela “A” ................................................ E 218.688 (218.688) – Despesas Antecipadas – CVA ...................................................................................... E 265.494 (265.494) – Imposto de Renda e Contribuição Social Diferidos ..................................................... F 222.051 619.041 841.092 Tributos Compensáveis ................................................................................................ 57.351 – 57.351 Depósitos Vinculados a Litígios .................................................................................. 212.832 – 212.832 Consumidores e Revendedores .................................................................................... 17.380 – 17.380 Créditos com Pessoas Ligadas ..................................................................................... 23.860 – 23.860 Outros Créditos ............................................................................................................ 37.009 (10.792) 26.217 1.054.665 124.067 1.178.732

Ativo Financeiro da Concessão ................................................................................. A – 1.509.111 1.509.111 Investimentos ............................................................................................................. 5.554 – 5.554 Imobilizado ................................................................................................................ A 4.135.195 (4.135.195) – Intangível ................................................................................................................... A 225.919 2.626.084 2.852.003 TOTAL DO NÃO CIRCULANTE............................................................................ 5.421.333 124.067 5.545.400TOTAL DO ATIVO ...................................................................................................... 9.610.382 (1.229.886) 8.380.496

ATIVO Nota

01/01/2009GAAP

Anterior Ajustes

01/01/2009IFRS e

BRGAAP

PASSIVO Nota

01/01/2009GAAP

Anterior Ajustes

01/01/2009IFRS e

BRGAAP

CIRCULANTE Empréstimos e Financiamentos ................................................................................... 295.236 – 295.236 Debêntures ................................................................................................................... 20.281 – 20.281 Fornecedores ............................................................................................................... 608.261 – 608.261 Impostos, Taxas e Contribuições ................................................................................. F 359.651 (73.428) 286.223 Juros Sobre Capital Próprio e Dividendos a Pagar ..................................................... 682.227 – 682.227 Salários e Encargos Sociais .......................................................................................... 195.878 – 195.878 Encargos Regulatórios ................................................................................................ 327.073 – 327.073 Participações nos Lucros .............................................................................................. 85.274 – 85.274 Obrigações Pós-Emprego ............................................................................................ 53.092 – 53.092 Passivos Regulatórios – CVA ...................................................................................... E 452.297 (452.297) – Provisão para Perdas - Instrumentos Financeiros ........................................................ 79.633 – 79.633 Outras .......................................................................................................................... 278.930 (14.204) 264.726 TOTAL DO CIRCULANTE ..................................................................................... 3.437.833 (539.929) 2.897.904

NÃO CIRCULANTE Empréstimos e Financiamentos ................................................................................... 1.675.007 – 1.675.007 Debêntures ................................................................................................................... 732.144 – 732.144 Provisões e Contingências Judiciais............................................................................. 67.430 – 67.430 Obrigações Pós-Emprego ............................................................................................ D 833.238 460.556 1.293.794 Impostos, Taxas e Contribuições ................................................................................. 205.950 – 205.950 Passivos Regulatórios – CVA ...................................................................................... E 156.453 (156.453) – Encargos Regulatórios ................................................................................................ 15.495 – 15.495 Outras .......................................................................................................................... 10.821 (5.553) 5.268 TOTAL DO NÃO CIRCULANTE............................................................................ 3.696.538 298.550 3.995.088TOTAL DO PASSIVO ................................................................................................. 7.134.371 (241.379) 6.892.992

PATRIMÔNIO LÍQUIDO ATRIBUÍDO AOS CONTROLADORES ................... Capital Social ............................................................................................................... 2.261.998 – 2.261.998 Reservas de Lucros ...................................................................................................... 214.013 – 214.013 Prejuízos Acumulados .................................................................................................. – (988.507) (988.507) TOTAL DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO ................................................................... 2.476.011 (988.507) 1.487.504TOTAL DO PASSIVO E DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO ........................................ 9.610.382 (1.229.886) 8.380.496

CIRCULANTE Caixa e Equivalentes de Caixa .................................................................................... 246.201 – 246.201 Consumidores e Revendedores ................................................................................... 1.504.191 – 1.504.191 Recomposição Tarifária Extraordinária e Parcela “A” ............................................... E 227.444 (227.444) – Concessionários - Transporte de Energia .................................................................... A 318.974 (28.665) 290.309 Tributos Compensáveis ............................................................................................... 529.055 – 529.055 Despesas Antecipadas – CVA ...................................................................................... E 727.443 (727.443) – Imposto de Renda e Contribuição Social Diferidos .................................................... E 87.427 (87.427) – Fundos Vinculados ....................................................................................................... 2.607 – 2.607 Estoques ....................................................................................................................... 20.047 – 20.047 Outros .......................................................................................................................... 206.251 (8.676) 197.575 TOTAL DO CIRCULANTE ..................................................................................... 3.869.640 (1.079.655) 2.789.985

NÃO CIRCULANTE Realizável a Longo Prazo Despesas Antecipadas – CVA ...................................................................................... E 195.208 (195.208) – Imposto de Renda e Contribuição Social Diferidos .................................................... F 249.920 344.569 594.489 Ativo Regulatório PIS-PASEP/COFINS ..................................................................... E 46.240 (46.240) – Tributos Compensáveis ............................................................................................... 82.772 – 82.772 Depósitos Vinculados a Litígios .................................................................................. 418.809 – 418.809 Consumidores e Revendedores ................................................................................... 76.240 – 76.240 Créditos com Pessoas Ligadas ..................................................................................... 45.548 – 45.548 Outros Créditos ............................................................................................................ 30.046 (773) 29.273 1.144.783 102.348 1.247.131

Ativo Financeiro da Concessão ................................................................................. A – 2.030.284 2.030.284 Investimentos ............................................................................................................. 5.726 – 5.726 Imobilizado ................................................................................................................ A 4.445.059 (4.445.059) – Intangível ................................................................................................................... A 191.935 2.390.193 2.582.128 TOTAL DO NÃO CIRCULANTE............................................................................ 5.787.503 77.766 5.865.269TOTAL DO ATIVO ...................................................................................................... 9.657.143 (1.001.889) 8.655.254

ATIVO Nota

31/12/2009GAAP

Anterior Ajustes

31/12/2009IFRS e

BRGAAP



CIRCULANTEEmpréstimos e Financiamentos .................................................................................... 407.595 579.223 986.818 Debêntures .................................................................................................................... 19.639 745.006 764.645Fornecedores ................................................................................................................. 608.903 – 608.903Impostos, Taxas e Contribuições .................................................................................. F 302.115 (15.722) 286.393Juros Sobre Capital Próprio e Dividendos a Pagar ....................................................... 202.306 – 202.306Salários e Encargos Sociais............................................................................................ 246.672 – 246.672Encargos Regulatórios .................................................................................................. 238.952 – 238.952Participações nos Lucros ................................................................................................ 69.624 – 69.624Obrigações Pós-Emprego .............................................................................................. 58.651 – 58.651Passivos Regulatórios – CVA ........................................................................................ E 655.978 (655.978) –Provisão para Perdas - Instrumentos Financeiros ......................................................... 78.305 – 78.305Passivo Regulatório – Revisão Tarifária ....................................................................... E 71.302 (71.302) –Outras ............................................................................................................................ 255.617 (5.269) 250.348TOTAL DO CIRCULANTE ....................................................................................... 3.215.659 575.958 3.791.617

NÃO CIRCULANTEEmpréstimos e Financiamentos .................................................................................... 1.444.179 (579.223) 864.956Debêntures .................................................................................................................... 745.006 (745.006) –Provisões e Contingências Judiciais .............................................................................. 73.851 – 73.851Obrigações Pós-Emprego .............................................................................................. D 776.609 527.619 1.304.228Impostos, Taxas e Contribuições .................................................................................. F 420.877 1.017 421.894Passivos Regulatórios – CVA ........................................................................................ E 226.182 (226.182) –Encargos Regulatórios .................................................................................................. 92.366 – 92.366Outras ............................................................................................................................ 17.290 (5.553) 11.737

TOTAL DO NÃO CIRCULANTE ............................................................................. 3.796.360 (1.027.328) 2.769.032

TOTAL DO PASSIVO ................................................................................................. 7.012.019 (451.370) 6.560.649

PATRIMÔNIO LÍQUIDO ATRIBUÍDO AOS ACIONISTAS CONTROLADORES ... Capital Social ................................................................................................................. 2.261.998 – 2.261.998Reservas de Lucros ........................................................................................................ 383.126 – 383.126Prejuízos Acumulados .................................................................................................... – (550.519) (550.519)

TOTAL DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO ..................................................................... 2.645.124 (550.519) 2.094.605

TOTAL DO PASSIVO E DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO ........................................ 9.657.143 (1.001.889) 8.655.254

PASSIVO Nota

31/12/2009GAAP

Anterior Ajv ustes

31/12/2009IFRS e

BRGAAP

Resultado

A conciliação da Demonstração do Resultado para os ajustes efetuados no balanço de abertura e referente a 31 de dezembro de 2009 é como segue:

A composição dos efeitos no resultado estão demonstrados no item 2.8 desta nota.

RECEITA ..................................................................................................................... A 6.384.667 309.440 6.694.107 CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS CUSTO COM ENERGIA ELÉTRICA E GÁS Energia Elétrica Comprada para Revenda ............................................................... E (3.068.091) 584.780 (2.483.311) Encargos de Uso da Rede Básica de Transmissão .................................................... E (531.091) (21.558) (552.649) (3.599.182) 563.222 (3.035.960)CUSTO DE OPERAÇÃO Pessoal e Administradores ....................................................................................... C (859.215) (21.113) (880.327) Obrigações Pós-emprego .......................................................................................... C (24.756) (67.063) (91.819) Materiais ................................................................................................................... C (80.748) (1.085) (81.833) Serviços de Terceiros ................................................................................................ C (525.473) 2.533 (522.940) Amortização ............................................................................................................. C (357.348) 559 (356.789) Participação dos Empregados e Administradores no Resultado ............................... (162.566) – (162.566) Provisões Operacionais ............................................................................................ (65.604) – (65.604) Outras ....................................................................................................................... (217.237) 658 (216.580) (2.292.947) (85.511) (2.378.458)

TOTAL DOS CUSTOS E DESPESAS ....................................................................... (5.892.129) 477.711 (5.414.418)LUCRO BRUTO .......................................................................................................... 492.538 787.151 1.279.689 Lucro (Prejuízo) Operacional antes do Resultado Financeiro ................................ 492.538 787.151 1.279.689 Resultado Financeiro Líquido ................................................................................... (67.694) (19.224) (86.918)Lucro antes dos Impostos ............................................................................................ 424.844 767.927 1.192.771 Imposto de Renda e Contribuição Social ...................................................................... (154.280) – (154.280)Imposto de Renda e Contribuição Social Diferidos ...................................................... F 67.662 (329.939) (262.277)

RESULTADO DO EXERCÍCIO ................................................................................ 338.226 437.988 776.214

Nota

31/12/2009GAAP

Anterior Ajustes

31/12/2009IFRS e

BRGAAP

2.8. Reapresentação das Informações Trimestrais – ITRs do exercício de 2010.

A Companhia optou por apresentar suas informações trimestrais utilizando as normas contábeis adotadas no Brasil até 31 de dezembro de 2009, conforme facultado pela CVM através da Deliberação nº 603.

Em função da adoção dos novos pronunciamentos emitidos pelo CPC, constantes do item 2.7 desta nota, a Companhia irá reapresentar os ITRs de 2010, comparativamente com os de 2009 também ajustados às normas de 2010, até a data de apresentação do primeiro ITR de 2011, conforme previsto na Deliberação CVM 626.

Os efeitos no resultado e no patrimônio líquido para cada trimestre de 2010 e 2009 decorrentes da adoção das novas normas contábeis são como segue, abaixo demonstrados. Esses efeitos foram auditados pelos auditores independentes, mas sim submetidos à revisão dos auditores, realizada em conformidade à NPA 06 do IBRACON.

Lucro Acumulado até o Período ................................................................. 40.334 88.385 279.078 338.226 Baixa Taxa Administração - CPC27 e ICPC01 ............................................. 4.550 9.100 13.650 18.200 Encargos Capitalizados - CPC20 .................................................................. 494 988 1.482 1.976 Obrigações pós emprego ................................................................................ (11.065) (22.131) (33.196) (44.261)Reversão Ativos e Passivos Regulatórios - Estrutura Conceitual ................. 115.518 231.037 346.555 462.073

Efeito da Adoção das Novas Normas Contábeis ....................................... 109.497 218.994 328.491 437.988

Lucro Líquido Ajustado .............................................................................. 149.831 307.379 607.569 776.214

1º Trimestre

20092º Trimestre

20093º Trimestre

20094º Trimestre

2009

Lucro Acumulado até o Período ................................................................. 82.904 72.086 170.117 262.288 Baixa Taxa Administração - CPC27 e ICPC01 ............................................. (109) (219) (328) (437)Encargos Capitalizados - CPC20 .................................................................. 2.122 4.243 6.365 8.486 Obrigações pós emprego ................................................................................ (7.924) (15.848) (23.771) (31.695)Reversão Ativos e Passivos Regulatórios - Estrutura Conceitual ................. 50.590 101.180 151.770 202.360

Efeito da Adoção das Novas Normas Contábeis ....................................... 44.678 89.357 134.035 178.714 Lucro Líquido Ajustado .............................................................................. 127.583 161.442 304.152 441.002

1º Trimestre

20102º Trimestre

20103º Trimestre

20104º Trimestre

2010

Patrimônio Líquido ...................................................................................... 2.476.011 2.399.809 2.362.358 2.645.124 Baixa Taxa Administração - CPC27 e ICPC01 ............................................. 4.550 9.100 13.650 18.200 Encargos Capitalizados - CPC20 .................................................................. 494 988 1.482 1.976 Obrigações pós emprego ................................................................................ (315.032) (326.098) (337.163) (348.228)Reversão Ativos e Passivos Regulatórios - Estrutura Conceitual ................. (569.022) (453.504) (337.985) (222.467)Efeito da Adoção das Novas Normas Contábeis ....................................... (879.010) (769.513) (660.016) (550.519)Patrimônio Líquido Ajustado ..................................................................... 1.597.001 1.630.296 1.702.342 2.094.605

1º Trimestre

20092º Trimestre

20093º Trimestre

20094º Trimestre

2009

Patrimônio Líquido ...................................................................................... 2.728.028 2.665.331 2.697.081 2.747.830 Baixa Taxa Administração - CPC27 e ICPC01 ............................................. 18.091 17.981 17.872 17.763 Encargos Capitalizados - CPC20 .................................................................. 4.098 6.219 8.341 10.462 Obrigações pós emprego ................................................................................ (356.152) (364.076) (371.999) (379.923)Reversão Ativos e Passivos Regulatórios - Estrutura Conceitual ................. (171.003) (120.413) (69.823) (19.233)Efeito da Adoção das Novas Normas Contábeis ....................................... (504.967) (460.288) (415.610) (370.931)Patrimônio Líquido Ajustado ..................................................................... 2.223.062 2.205.043 2.281.472 2.376.899

1º Trimestre

20102º Trimestre

20103º Trimestre

20104º Trimestre

2010

2.9. Principais Práticas Contábeis

As políticas contábeis descritas em detalhes abaixo têm sido aplicadas de maneira consistente a todos os períodos apresentados nessas demonstrações contábeis e na preparação do balanço patrimonial de abertura apurado em 1º de janeiro de 2009 com a fi nalidade da transição para as normas IFRS e normas CPC.


Ativos fi nanceiros não derivativos – A Companhia reconhece os empréstimos e recebíveis e depósitos inicialmente na data em que foram originados. Todos os outros ativos fi nanceiros (incluindo os ativos designados pelo valor justo por meio do resultado) são reconhecidos inicialmente na data da negociação na qual a Companhia se torna uma das partes das disposições contratuais do instru-mento.

A Companhia desreconhece um ativo fi nanceiro quando os direitos contratuais aos fl uxos de caixa do ativo expiram, ou quando trans-fere os direitos ao recebimento dos fl uxos de caixa contratuais sobre um ativo fi nanceiro em uma transação no qual essencialmente todos os riscos e benefícios da titularidade do ativo fi nanceiro são transferidos. Eventual participação que seja criada ou retida pela Companhia nos ativos fi nanceiros são reconhecidos como um ativo ou passivo individual.


A Companhia tem os seguintes ativos fi nanceiros não derivativos: ativos fi nanceiros registrados pelo valor justo por meio do resul-tado, empréstimos e recebíveis e ativos fi nanceiros disponíveis para venda.

Passivos fi nanceiros não derivativos – A Companhia reconhece títulos de dívida emitidos e passivos subordinados inicialmente na data em que são originados. Todos os outros passivos fi nanceiros (incluindo passivos designados pelo valor justo registrado no resul-tado) são reconhecidos inicialmente na data de negociação na qual a Companhia se torna uma parte das disposições contratuais do instrumento. A Companhia baixa um passivo fi nanceiro quando tem suas obrigações contratuais retiradas, canceladas ou vencidas.

Os ativos e passivos fi nanceiros são compensados e o valor líquido é apresentado no balanço patrimonial quando, e somente quando, a Companhia tenha o direito legal de compensar os valores e tenha a intenção de liquidar em uma base líquida ou de realizar o ativo e quitar o passivo simultaneamente.

A Companhia tem os seguintes passivos fi nanceiros não derivativos: empréstimos, fi nanciamentos, debêntures, fornecedores e outras contas a pagar. Tais passivos fi nanceiros são reconhecidos inicialmente pelo valor justo acrescido de quaisquer custos de transação atribuíveis. Após o reconhecimento inicial, esses passivos fi nanceiros são medidos pelo custo amortizado através do método dos juros efetivos.


Os dividendos mínimos obrigatórios conforme defi nido em estatuto são reconhecidos como passivo.

Instrumentos fi nanceiros ao valor justo através do resultado – Um ativo fi nanceiro é classifi cado pelo valor justo por meio do resul-tado caso seja classifi cado como mantido para negociação e seja designado como tal no momento do reconhecimento inicial. Os ativos fi nanceiros são designados pelo valor justo por meio do resultado se a Companhia gerencia tais investimentos e toma decisões de compra e venda baseadas em seus valores justos de acordo com a gestão de riscos documentada e a estratégia de investimentos da Companhia. Os custos da transação, são reconhecidos no resultado como incorridos. Ativos Financeiros registrados pelo valor justo por meio do resultado são medidos pelo valor justo, e mudanças no valor justo desses ativo são reconhecidas no resultado do exer-cício. Foram considerados nessa categaria os Títulos e Valores Mobiliários, Aplicações Financeiras e os saldos de Letras Financeiras do Tesouro e Letras do Tesouro Nacional incluídos em Caixa e Equivalentes de Caixa.

Empréstimos e recebíveis – São ativos fi nanceiros com pagamentos fi xos ou calculáveis que não são cotados no mercado ativo. Tais ativos são reconhecidos inicialmente pelo valor justo acrescido de quaisquer custos de transação atribuíveis. Após o reconhecimento inicial, os empréstimos e recebíveis são medidos pelo custo amortizado através do método dos juros efetivos, decrescidos de qual-quer perda por redução ao valor recuperável.

Os empréstimos e recebíveis abrangem Consumidores e Revendedores, Concessionários – Transporte de Energia, Caixa e Equi-valentes de Caixa, exceto as Letras Financeiras do Tesouro e Letras do Tesouro Nacional, Contas a Receber do Governo de Minas Gerais, Fundos de Investimentos em Direitos Creditórios e Ativo Financeiro da Concessão.

Caixa e Equivalentes de Caixa abrangem saldos de caixa e investimentos fi nanceiros com conversibilidade imediata em um montante conhecido de caixa e sujeito a um insignifi cante risco de mudança de valor, classifi cados como empréstimos e recebíveis. Os equivalentes de caixa são mantidos com a fi nalidade de atender a compromissos de caixa de curto prazo e não para investimento ou outros fi ns.

A Companhia reconhece um Ativo Financeiro resultante de um contrato de concessão quando tem um direito contratual incondicional a receber caixa ou outro ativo fi nanceiro do, ou sob a direção do, concedente pelos serviços de construção ou melhoria prestados. Tais ativos fi nanceiros são mensurados pelo valor justo mediante o reconhecimento inicial. Após o reconhecimento inicial, os ativos fi nanceiros são mensurados pelo custo amortizado.Instrumentos fi nanceiros derivativos – A Companhia mantém instrumentos derivativos de hedge fi nanceiros para proteger parte de suas exposições de risco de variação de moeda estrangeira. Os derivativos são reconhecidos inicialmente pelo seu valor justo e os custos de transação atribuíveis são reconhecidos no resultado quando incorridos. Posteriormente ao reconhecimento inicial, os deri-vativos são mensurados pelo valor justo e as variações no valor justo são registradas no resultado.

b) Moeda estrangeiraTransações em moeda estrangeira são convertidas para a respectiva moeda funcional da Companhia pelas taxas de câmbio nas datas das transações. Ativos e passivos monetários denominados e apurados em moedas estrangeiras na data de apresentação são recon-vertidas para a moeda funcional à taxa de câmbio apurada naquela data. O ganho ou perda cambial em itens monetários é a diferença entre o custo amortizado da moeda funcional no começo do período, ajustado por juros e pagamentos efetivos durante o período, e o custo amortizado em moeda estrangeira à taxa de câmbio no fi nal do período de apresentação.

c) Consumidores e RevendedoresAs contas a receber de consumidores e revendedores são registradas inicialmente pelo valor justo, faturado e não faturado, e, subse-quentemente mensuradas pelo custo amortizado. Inclui os respectivos impostos diretos de responsabilidade tributária da Companhia, menos os impostos retidos na fonte, os quais são considerados créditos tributários.

A provisão para crédito de liquidação duvidosa, para os consumidores de baixa e média tensão, é registrada com base em estimativas da Administração, em valor sufi ciente para cobrir prováveis perdas. Os principais critérios defi nidos pela Companhia; (i) consumi-dores com valores signifi cantes, uma análise é feita do saldo a receber levando em conta o histórico da dívida, as negociações em andamento e as garantias reais; (ii) para os outros consumidores os débitos vencidos a mais de 90 dias para consumidores residen-ciais, mais de 180 dias para os consumidores comerciais, ou mais de 360 dias para os demais consumidores, 100% do saldo é provi-sionado. Tais critérios não diferem daqueles estabelecidos pela ANEEL.



d) Estoques

Os estoques são mensurados pelo menor valor entre o custo e o valor realizável líquido. O custo dos estoques é baseado no princípio do custo médio de aquisição e inclui gastos incorridos na aquisição de estoques, custos de produção e transformação e outros custos incorridos em trazê-los às suas localizações e condições existentes. Os materiais em estoque são classifi cados no Ativo Circulante e os materiais destinados a obras são classifi cados no Ativo Imobilizado ou Intangível, não sendo depreciados ou amortizados.

O valor realizável líquido é o preço estimado de venda no curso normal dos negócios, deduzido dos custos estimados de conclusão e despesas de vendas.

e) Ativos vinculados à concessão

Atividade de distribuição

A parcela dos ativos da concessão que será integralmente utilizada durante a concessão é registrada como um ativo intangível e amortizada integralmente durante o período de vigência do contrato de concessão.

A amortização é calculada sobre o saldo dos ativos vinculados à concessão pelo método linear, mediante aplicação das taxas deter-minadas pela ANEEL para a atividade de distribuição de energia elétrica, e refl etem a vida útil estimada dos bens.

A Companhia mensura a parcela do valor dos ativos que não estará integralmente depreciada até o fi nal da concessão, registrando esse valor como um ativo fi nanceiro por ser um direito incondicional de receber caixa ou outro ativo fi nanceiro diretamente do poder concedente.

Os novos ativos são registrados inicialmente no ativo intangível, mensurados pelo custo de aquisição, incluindo os custos de empréstimos capitalizados. Quando da sua entrada em operação são bifurcados entre ativo fi nanceiro e ativo intangível, conforme critério mencionado nos parágrafos anteriores.


f) Ativos intangíveis


Os seguintes critérios são aplicados em caso de ocorrência: (i) Ativos intangíveis adquiridos de terceiros: são mensurados pelo custo total de aquisição, menos as despesas de amortização. (ii) Ativos intangíveis gerados internamente: são reconhecidos como ativos na fase de desenvolvimento desde que seja demonstrada a sua viabilidade técnica de utilização e se os benefícios econô-micos futuros forem prováveis. São mensurados pelo custo, deduzidos da amortização acumulada e perdas por redução ao valor recuperável.


g) Redução ao valor recuperável

Ativos fi nanceiros

Um ativo fi nanceiro não mensurado pelo valor justo por meio do resultado é avaliado a cada data de apresentação para apurar se há evidência objetiva de que tenha ocorrido perda no seu valor recuperável. Um ativo tem perda no seu valor recuperável se uma evidência objetiva indica que um evento de perda ocorreu após o reconhecimento inicial do ativo, e que aquele evento de perda teve um efeito negativo nos fl uxos de caixa futuros projetados que podem ser estimados de uma maneira confi ável.

A evidência objetiva de que os ativos fi nanceiros perderam valor pode incluir o não-pagamento ou atraso no pagamento por parte do devedor, indicações de que o devedor ou emissor entrará em processo de falência, ou o desaparecimento de um mercado ativo para um título. Além disso, para um instrumento patrimonial, um declínio signifi cativo ou prolongado em seu valor justo abaixo do seu custo é evidência objetiva de perda por redução ao valor recuperável.

A Companhia considera evidência de perda de valor para recebíveis tanto no nível individualizado como no nível coletivo. Todos os recebíveis individualmente signifi cativos são avaliados quanto a perda de valor específi co. Todos os recebíveis individualmente signi-fi cativos identifi cados como não tendo sofrido perda de valor individualmente são então avaliados coletivamente quanto a qualquer perda de valor que tenha ocorrido, mas não tenha sido ainda identifi cada. Recebíveis que não são individualmente importantes são avaliados coletivamente quanto a perda de valor por agrupamento conjunto desses títulos com características de risco similares.

Ao avaliar a perda de valor recuperável de forma coletiva a Companhia utiliza tendências históricas da probabilidade de inadim-plência, do prazo de recuperação e dos valores de perda incorridos, ajustados para refl etir o julgamento da administração quanto às premissas se as condições econômicas e de crédito atuais são tais que as perdas reais provavelmente serão maiores ou menores que as sugeridas pelas tendências históricas.

Uma redução do valor recuperável com relação a um ativo fi nanceiro medido pelo custo amortizado é calculada como a diferença entre o valor contábil e o valor presente dos futuros fl uxos de caixa estimados descontados à taxa de juros efetiva original do ativo. As perdas são reconhecidas no resultado e refl etidas em uma conta de provisão contra recebíveis. Os juros sobre o ativo que perdeu valor continuam sendo reconhecidos através da reversão do desconto. Quando um evento subsequente indica reversão da perda de valor, a diminuição na perda de valor é revertida e registrada no resultado.

Perdas de valor (redução ao valor recuperável) nos ativos fi nanceiros disponíveis para venda são reconhecidas pela reclassifi cação da perda cumulativa que foi reconhecida em outros resultados abrangentes no patrimônio líquido para o resultado. A perda cumu-lativa que é reclassifi cada de outros resultados abrangentes para o resultado é a diferença entre o custo de aquisição, líquido de qualquer reembolso e amortização de principal, e o valor justo atual, decrescido de qualquer redução por perda de valor recuperável previamente reconhecida no resultado. As mudanças nas provisões de perdas por redução ao valor recuperável atribuíveis a ao método dos juros efetivos são refl etidas como um componente de receitas fi nanceiras.

Ativos não fi nanceiros

Os valores contábeis dos ativos não fi nanceiros da Companhia, que não os estoques e imposto de renda e contribuição social dife-ridos, são revistos a cada data de apresentação para apurar se há indicação de perda no valor recuperável. Caso ocorra tal indicação, então o valor recuperável do ativo é determinado. Os ativos do imobilizado e do intangível têm o seu valor recuperável testado, caso haja indicadores de perda de valor.

h) Benefícios a empregados

Planos de contribuição defi nida

Um plano de contribuição defi nida é um plano de benefícios pós-emprego sob o qual uma entidade paga contribuições fi xas para uma entidade separada (Fundo de previdência) e não terá nenhuma obrigação legal ou construtiva de pagar valores adicionais. As obrigações por contribuições aos planos de pensão de contribuição defi nida são reconhecidas como despesas de benefícios a empre-gados no resultado nos períodos durante os quais serviços são prestados pelos empregados. Contribuições pagas antecipadamente são reconhecidas como um ativo mediante a condição de que haja o ressarcimento de caixa ou a redução em futuros pagamentos esteja disponível. As contribuições para um plano de contribuição defi nida cujo vencimento é esperado para 12 meses após o fi nal do período no qual o empregado presta o serviço são descontadas aos seus valores presentes.

Planos de benefício defi nido

Um plano de benefício defi nido é um plano de benefício pós-emprego que não o plano de contribuição defi nida. A obrigação líquida da Companhia quanto aos planos de pensão de benefício defi nido é calculada individualmente para cada plano através da estimativa do valor do benefício futuro que os empregados auferiram como retorno pelos serviços prestados no período atual e em períodos anteriores; aquele benefício é descontado ao seu valor presente. Quaisquer custos de serviços passados não reconhecidos e os valores justos de quaisquer ativos do plano são deduzidos. A taxa de desconto é o rendimento apresentado na data de apresentação das demonstrações contábeis para os títulos de dívida de primeira linha e cujas datas de vencimento se aproximem das condições das obrigações da Companhia e que sejam denominadas na mesma moeda na qual os benefícios têm expectativa de serem pagos. O cálculo é realizado anualmente por um atuário qualifi cado através do método de crédito unitário projetado. Quando o cálculo resulta em um benefício para a Companhia, o ativo a ser reconhecido é limitado ao total de quaisquer custos de serviços passados e perdas atuariais líquidas não reconhecidos e o valor presente dos benefícios econômicos disponíveis na forma de reembolsos futuros do plano ou redução nas futuras contribuições ao plano. Para calcular o valor presente dos benefícios econômicos, conside-ração é dada para quaisquer exigências de custeios que se aplicam a qualquer plano na Companhia. Um benefício econômico está disponível à Companhia se ele for realizável durante a vida do plano, ou na liquidação dos passivos do plano.

Quando os benefícios de um plano são incrementados, a porção do benefício aumentado relacionada ao serviço passado dos empregados é reconhecido no resultado pelo método linear ao longo do período médio até que os benefícios se tornem direito adquirido (vested). Na condição em que os benefícios se tornem direito adquirido imediatamente, a despesa é reconhecida imediatamente no resultado.

Os ganhos e perdas atuariais decorrentes de ajustes com base na experiência e nas mudanças de premissas atuariais que excederem a 10% do valor dos ativos do plano ou 10% dos passivos do plano serão reconhecidos no resultado em aproximadamente 11 anos (tempo médio de serviço futuro dos atuais participantes ativos), desde 2009.

Nos casos de obrigações com aposentadorias, o passivo reconhecido no balanço patrimonial com relação aos planos de pensão de benefício defi nido é o maior valor entre a dívida pactuada com a fundação para amortização das obrigações atuariais e o valor presente da obrigação atuarial, calculada através de laudo atuarial, deduzida do valor justo dos ativos do plano. Nos exercícios apresentados, a dívida pactuada com a fundação é superior aos valores do laudo atuarial. Neste caso, o valor registrado no resultado anualmente corres-ponde aos encargos e variação monetária dessa dívida, alocado como despesa fi nanceira da Companhia.

Outros benefícios de longo prazo a empregados

A obrigação líquida da Companhia com relação a benefícios a empregados que não os planos de pensão é o valor do benefício futuro que os empregados auferiram como retorno pelo serviço prestado no ano corrente e em anos anteriores; aquele benefício é descontado para apurar o seu valor presente, e o valor justo de quaisquer ativos relacionados é deduzido. A taxa de desconto é o rendimento apre-sentado na data de apresentação das demonstrações contábeis sobre títulos de primeira linha e cujas datas de vencimento se aproximem das condições das obrigações da Companhia. O cálculo é realizado através do método de crédito unitário projetado. Quaisquer ganhos e perdas atuariais são reconhecidos no resultado no período em que surgem.

Os procedimentos mencionados anteriormente são utilizados para as obrigações atuariais com plano de saúde, seguro de vida e plano odontológico.

Benefícios de término de vínculo empregatício

Os benefícios de término de vínculo empregatício são reconhecidos como uma despesa quando a Companhia está comprovadamente comprometida, sem possibilidade realista de retrocesso, com um plano formal detalhado para rescindir o contrato de trabalho antes da data de aposentadoria normal ou prover benefícios de término de vínculo empregatício em função de uma oferta feita para estimular a demissão voluntária. Os benefícios de término de vínculo empregatício por demissões voluntárias são reconhecidos como despesa caso a Companhia tenha feito uma oferta de demissão voluntária, seja provável que a oferta será aceita, e o número de funcionários que irão aderir ao programa possa ser estimado de forma confi ável.

Benefícios de curto prazo a empregados

Obrigações de benefícios de curto prazo a empregados são mensuradas em uma base não descontada e são incorridas como despesas conforme o serviço relacionado seja prestado.

O passivo é reconhecido pelo valor esperado a ser pago sob os planos de bonifi cação em dinheiro ou participação nos lucros de curto prazo se a Companhia tem uma obrigação legal ou construtiva de pagar esse valor em função de serviço passado prestado pelo empre-gado, e a obrigação possa ser estimada de maneira confi ável. A participação nos lucros prevista no Estatuto Social, é provisionada em conformidade ao acordo coletivo estabelecido com os sindicatos representantes dos empregados e registradas na rubrica de despesa com pessoal.

i) Provisões Uma provisão é reconhecida no balanço quando a Companhia possui uma obrigação legal ou constituída como resultado de um evento passado, e é provável que um recurso econômico seja requerido para saldar a obrigação.

j) Juros sobre o Capital PróprioOs juros sobre o capital próprio pagos em substituição aos dividendos, apesar de registrados fi scalmente como despesa fi nanceira, estão apresentados nas Demonstrações Contábeis como redutores do Patrimônio Líquido, de forma a refl etir a essência da operação.

k) Imposto de Renda e Contribuição Social O Imposto de Renda e a Contribuição Social do exercício corrente e diferido são calculados com base nas alíquotas de 15%, acres-cidas do adicional de 10% sobre o lucro tributável excedente de R$240 para imposto de renda e 9% sobre o lucro tributável para contribuição social sobre o lucro líquido, e consideram a compensação de prejuízos fi scais e base negativa de contribuição social, limitada a 30% do lucro real.

A despesa com imposto de renda e contribuição social compreende os impostos de renda correntes e diferidos. O imposto corrente e o imposto diferido são reconhecidos no resultado a menos que estejam relacionados a combinação de negócios, ou itens diretamente reconhecidos no patrimônio líquido ou em outros resultados abrangentes.

O imposto corrente é o imposto a pagar ou a receber esperado sobre o lucro tributável do exercício, a taxas de impostos decretadas ou substantivamente decretadas na data de apresentação das demonstrações fi nanceiras e qualquer ajuste aos impostos a pagar com relação aos exercícios anteriores.

O imposto diferido é reconhecido com relação às diferenças temporárias entre os valores contábeis de ativos e passivos para fi ns contá-beis e os correspondentes valores usados para fi ns de tributação. O imposto diferido é mensurado pelas alíquotas que se espera serem aplicadas às diferenças temporárias quando elas revertem, baseando-se nas leis que foram decretadas ou substantivamente decretadas até a data de apresentação das demonstrações fi nanceiras.


Um ativo de imposto de renda e contribuição social diferido é reconhecido por diferenças temporárias dedutíveis e prejuízos fi scais e base negativa de contribuição social não utilizados quando é provável que lucros futuros sujeitos à tributação estarão disponíveis e contra os quais serão utilizados.


l) Receitas, custos e despesas

As receitas, custos e despesas são reconhecidos pelo regime de competência. De forma geral, as receitas são reconhecidas quando existem evidências convincentes de acordos, quando ocorre a entrega de mercadorias ou quando os serviços são prestados, os preços são fi xados ou determináveis, e o recebimento é razoavelmente assegurado, independente do efetivo recebimento do dinheiro.

As receitas de venda de energia são registradas com base na energia entregue e nas tarifas especifi cadas nos termos contratuais ou vigentes no mercado. As receitas de fornecimento de energia para consumidores fi nais são contabilizadas quando há o fornecimento de energia elétrica. O faturamento é feito em bases mensais. O fornecimento de energia não faturado, do período entre o último fatu-ramento e o fi nal de cada mês, é estimado com base no faturamento do mês anterior e contabilizado no fi nal do mês. As diferenças entre os valores estimados e os realizados não têm sido relevantes e são contabilizadas no mês seguinte.


As receitas recebidas pela Companhia de outras concessionárias e consumidores livres que utilizam a sua rede básica de transmissão (concessões antigas) e distribuição são contabilizadas no mês que os serviços de rede são prestados.

m) Receitas e despesas fi nanceiras

As receitas fi nanceiras referem-se principalmente a receita de aplicação fi nanceira, acréscimos moratórios em contas de energia elétrica, juros sobre os ativos fi nanceiros da concessão e juros sobre outros ativos fi nanceiros. A receita de juros é reconhecida no resultado através do método de juros efetivos.

As despesas fi nanceiras abrangem encargos, variação cambial e variação monetária sobre empréstimos, fi nanciamentos e debêntures. Os custos dos empréstimos são reconhecidos no resultado através do método de juros efetivos.

n) Resultado por Ação

O resultado por ação básico é calculado por meio do resultado atribuível aos acionistas controladores com base na media ponde-rada das ações ordinárias e preferenciais em circulação no respectivo período. O resultado por ação diluído é calculado por meio da referida média das ações em circulação, ajustada pelos instrumentos potencialmente conversíveis em ações, com efeito diluído nos períodos apresentados.

o) Demonstrações de valor adicionado

A companhia elaborou demonstrações do valor adicionado (DVA) nos termos do pronunciamento técnico CPC 09 – Demonstração do Valor Adicionado, as quais são apresentadas como parte integrante das demonstrações fi nanceiras conforme BRGAAP aplicável as companhias abertas, enquanto para IFRS representam informação fi nanceira adicional.



p) Novos pronunciamentos contábeis ainda não adotados

Em função do processo de harmonização das normas contábeis brasileiras às normas internacionais, existe uma expectativa de que as novas normas, emendas e interpretações do IFRS a serem emitidas pelo IASB sejam também aprovadas pelo CPC no Brasil antes da data requerida para que entrem em vigor.

Dessa forma, seguem abaixo, na interpretação da Companhia, as alterações do IFRS previstas para ocorrem após 31 de dezembro de 2010 e ainda não adotadas no Brasil que podem impactar as demonstrações contábeis da CEMIG, estando ainda em processo de avaliação pela Administração os eventuais efeitos:

IFRS 9 – Instrumentos fi nanceiros – Em vigor a partir de 1º de janeiro de 2013 - Simplifi ca o modelo de mensuração para ativos fi nanceiros e estabelece duas categorias de mensuração principais: custo amortizado e valor justo.

3. DAS CONCESSÕES

A Cemig Distribuição detém junto à ANEEL, as seguintes concessões:

Norte .............................................................................................................................. 04/1997 02/2016Sul .................................................................................................................................. 04/1997 02/2016Leste ............................................................................................................................... 04/1997 02/2016Oeste .............................................................................................................................. 04/1997 02/2016

Estado de Minas GeraisData da Concessão

ou AutorizaçãoData de

Vencimento

A Companhia não possui obrigações de pagamentos compensatórios pela exploração das concessões de distribuição, sendo exigido o atendimento às exigências de qualidade e investimentos previstas nos contratos de concessão.

Renovação das concessões

As concessões para exploração dos serviços de distribuição de energia elétrica possuem cláusula de renovação por mais 20 anos e, dessa foma, a Companhia tem a expectativa de que sejam renovadas pela ANEEL e/ou Ministério das Minas e Energia. Caso as renovações das concessões não sejam deferidas pelos órgãos reguladores ou nem mesmo renovadas mediante a imposição de custos adicionais para a Companhia (“concessão onerosa”), os atuais níveis de rentabilidade e atividade podem ser alterados.

4. CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXA

Contas Bancárias ............................................................................................................ 47.768 51.609 90.539Aplicações Financeiras Certifi cados de Depósitos Bancários ............................................................................. 452.955 191.403 343.714Letras Financeiras do Tesouro ....................................................................................... 713 1.148 4.090Letras do Tesouro Nacional ........................................................................................... – 566 65Outras ............................................................................................................................. 1.973 1.475 4.013 455.641 194.592 351.882 503.409 246.201 442.421

2010 2009 01/01/2009

As aplicações fi nanceiras correspondem à operações contratadas em instituições fi nanceiras nacionais e internacionais com fi liais no Brasil a preços e condições de mercado. Todas as operações são da alta liquidez, prontamente conversíveis em um montante conhecido de caixa e estão sujeitos a um insignifi cante risco de mudança de valor. Os Certifi cados de Depósito Bancário – CDB pré ou pós-fi xados são remunerados a um percentual do CDI divulgado pela Câmara de Custódia e Liquidação - CETIP (que variam entre 100% a 110% conforme operação).

A exposição do grupo a riscos de taxas de juros e uma análise de sensibilidade para ativos e passivos fi nanceiros são divulgadas na nota explicativa 23.

5. CONSUMIDORES E REVENDEDORES

Residencial .......................................................................... 392.467 134.541 128.280 655.288 618.258 541.084Industrial ............................................................................. 87.635 28.131 290.666 406.432 499.045 394.659Comércio, Serviços e Outras ............................................... 199.001 40.289 89.427 328.717 330.576 289.906Rural .................................................................................... 55.038 17.484 26.639 99.161 98.481 99.657Poder Público ...................................................................... 48.718 11.600 27.266 87.584 95.697 76.358Iluminação Pública .............................................................. 42.002 4.634 24.947 71.583 38.561 67.973Serviço Público ................................................................... 54.837 13.542 35.753 104.132 120.090 76.217Subtotal – Consumidores ................................................. 879.698 250.221 622.978 1.752.897 1.800.708 1.545.854Suprimento a Outras Concessionárias ................................ – – 917 917 917 989Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa ................ – – (238.714) (238.714) (221.194) (181.289) 879.698 250.221 385.181 1.515.100 1.580.431 1.365.554Ativo Circulante .................................................................. 1.496.609 1.504.191 1.348.174Ativo Não Circulante .......................................................... 18.491 76.240 17.380

Classe de ConsumidorSaldos a Vencer

Vencidos até

90 dias

Vencidos há mais

de 90 dias

Total

2010 2009 01/01/2009

A Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa constituída é considerada sufi ciente para cobrir eventuais perdas na realização desses ativos e sua composição, por classe de consumidor, é como segue:

Residencial ..................................................................................................................... 89.569 79.051 54.745Industrial ........................................................................................................................ 48.403 51.420 43.989Comércio, Serviços e Outras .......................................................................................... 64.018 57.443 53.911Rural ............................................................................................................................... 15.091 11.661 11.996Poder Público ................................................................................................................. 4.823 3.023 2.515Iluminação Pública ......................................................................................................... 11.614 13.732 10.234Serviço Público .............................................................................................................. 5.196 4.864 3.899 238.714 221.194 181.289

2010 2009 01/01/2009

A movimentação da Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa é como segue:

Saldo no início do exercício ........................................................................................... 221.194 181.289 223.840Baixas por recebimentos ................................................................................................ (30.045) (21.311) (107.751)Constituição de provisão ................................................................................................ 47.565 61.216 65.200Saldo no fi nal do exercício ........................................................................................... 238.714 221.194 181.289

2010 2009 01/01/2009

6. TRIBUTOS COMPENSÁVEIS E IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL A RECUPERAR

CirculanteICMS a Recuperar .......................................................................................................... 145.528 149.686 115.275COFINS ......................................................................................................................... 67.748 77.381 4.459PASEP ............................................................................................................................ 14.704 16.795 968Outros .................................................................................................................................. 923 648 417 .................................................................................................................................. 228.903 244.510 121.119 Não CirculanteICMS a Recuperar .......................................................................................................... 46.714 44.315 57.351COFINS ......................................................................................................................... 42.728 31.597 –PASEP ............................................................................................................................ 9.276 6.860 – 98.718 82.772 57.351 327.621 327.282 178.470


CirculanteImposto de Renda .......................................................................................................... 160.684 203.941 152.270Contribuição Social ........................................................................................................ 84.574 80.604 69.441 245.258 284.545 221.711


Os saldos de Imposto de Renda e Contribuição Social referem-se a créditos da Declaração do Imposto de Renda da Pessoa Jurídica – DIPJ de anos anteriores e a antecipações em 2010 que serão compensadas com Tributos Federais a pagar apurados para o ano de 2011, registrados na rubrica de impostos e contribuições.

Os créditos de ICMS a recuperar, são decorrentes de aquisições de ativo imobilizado, que podem ser compensados em 48 meses. A transferência para curto prazo foi feita de acordo com a previsão de realização até dezembro de 2011.

Os créditos de PASEP/COFINS a recuperar Não Circulante, são decorrentes de aquisições de ativo imobilizado, que podem ser compen-sados em 48 meses.

7. IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL DIFERIDOS

a) Imposto de Renda e Contribuição Social Diferidos:

A Companhia possui créditos tributários de Imposto de Renda, constituídos à alíquota de 25,00% e Contribuição Social, constituídos à alíquota de 9,00%, conforme segue:

Créditos Tributários sobre Diferenças TemporáriasObrigações Pós-Emprego ............................................................................................... 252.376 241.556 227.063Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa ........................................................... 89.023 83.067 69.499Provisão para Contingências .......................................................................................... 10.795 25.109 22.880Instrumentos Financeiros ............................................................................................... 33.043 36.878 37.329Tributos com Exigibilidade Suspensa ............................................................................ 122.309 – –Ativos Regulatórios - CVA ............................................................................................ 6.541 91.856 388.307Taxa de Administração ................................................................................................... 9.150 9.376 –Variação Cambial ........................................................................................................... 89.372 82.978 74.043Outros ............................................................................................................................. 24.559 23.669 21.971 637.168 594.489 841.092

2010 2009 01/01/2009

O Conselho de Administração, em reunião realizada no dia 28 de março de 2011, aprovou o estudo técnico elaborado pela Diretoria de Finanças, Participações e de Relações com Investidores da Cemig Distribuição referente à projeção de lucratividade futura que evidencia a capacidade de realização do ativo fi scal diferido em um prazo máximo de 10 anos, conforme defi nido na Instrução CVM nº 371.

Conforme as estimativas da Cemig Distribuição, os lucros tributáveis futuros permitem a realização do ativo fi scal diferido, existente em 31 de dezembro de 2010, conforme abaixo:

2011 .............................................................................................................................................................. 246.4022012.............................................................................................................................................................. 100.1442013 ............................................................................................................................................................. 96.8742014.............................................................................................................................................................. 96.8742015.............................................................................................................................................................. 96.874 637.168

2010

b) Conciliação da Despesa com Imposto de Renda e Contribuição Social:

A conciliação da despesa nominal de Imposto de Renda (alíquota de 25%) e da Contribuição Social (alíquota de 9%) com a despesa efetiva apresentada na demonstração de resultado é como segue:

Lucro Antes do Imposto de Renda e Contribuição Social ............................................. 575.162 1.192.771Imposto de Renda e Contribuição Social – Despesa Nominal ...................................... (195.555) (405.542)Efeitos Fiscais Incidentes sobre: .................................................................................... Juros sobre Capital Próprio ............................................................................................ 53.960 51.562Incentivos Fiscais ........................................................................................................... 3.254 7.082Contribuições e Doações Indedutíveis ........................................................................... (3.659) (4.238)Acerto DIPJ ano anterior Imposto de Renda e Contribuição Social .............................. 5.688 5.901Créditos Fiscais não Reconhecidos ................................................................................ 1.171 691Outros ............................................................................................................................. 981 (72.013)Imposto de Renda e Contribuição Social – Despesa Efetiva ......................................... (134.160) (416.557)Alíquota efetiva ............................................................................................................. 23,33% 34,92%Corrente .......................................................................................................................... (188.518) (154.280)Diferido .......................................................................................................................... 54.358 (262.277)

2010 2009

c) Regime Tributário de Transição:

A Medida Provisória nº 449/2008, de 03 de dezembro de 2008 convertida na Lei 11.941/09, instituiu o RTT - Regime Tributário de Transição, que tem como objetivo neutralizar os impactos dos novos métodos e critérios contábeis introduzidos pela Lei n 11.638/07, na apuração das bases de cálculos de tributos federais.

A aplicação do RTT foi opcional para o ano de 2008 e 2009 e obrigatória a partir de 2010 para às pessoas jurídicas sujeitas ao Imposto de Renda da Pessoa Jurídica (“IRPJ”) de acordo com a sistemática de lucro real ou de lucro presumido.

A Companhia efetuou sua opção pela adoção do RTT na Declaração de Informações Econômico-Fiscais da Pessoa Jurídica de 2009 (“DIPJ”) ano-calendário 2008.

8. DEPÓSITOS VINCULADOS A LITÍGIOSOs depósitos vinculados a litígio relativos a obrigações fi scais, trabalhistas e outros estão demonstrados na tabela a seguir:

Trabalhista ..................................................................................................................... 119.622 128.942 107.103Obrigações FiscaisImposto de Renda sob Juros Sobre Capital Próprio ....................................................... 5.700 5.700 –PIS/COFINS – Exclusão do ICMS da base de cálculo .................................................. 472.678 254.835 80.958Outros ............................................................................................................................ 332 277 188Outros ............................................................................................................................. 43.565 29.055 24.583 641.897 418.809 212.832

2010 2009 01/01/2009

Os saldos de depósitos judiciais relativos à PASEP/COFINS possuem provisão correspondente na rubrica de Impostos, Taxas e Contri-buições. Vide detalhes na nota explicativa nº 12.

9. ATIVO FINANCEIRO DA CONCESSÃO

Conforme mencionado na nota explicativa nº 2, item 2.6.a, os contratos de concessão de distribuição da Companhia estão dentro dos critérios de aplicação da Interpretação Técnica ICPC.01, que trata de contabilidade de concessões.

Considerando os ativos vinculados a concessão são utilizados integralmente na atividade de distribuição de energia, a receita referente a atualização desses ativos compõem a receita de fornecimento da Companhia.

Segue abaixo a mutação do ativo fi nanceiro da concessão:

Saldo em 01/01/2009 ..................................................................................................................... 1.509.111Adições .......................................................................................................................................... 521.173 Saldo em 31/12/2009 ..................................................................................................................... 2.030.284Adições .......................................................................................................................................... 356.809Saldo em 31/12/2010 ..................................................................................................................... 2.387.093

Saldos



10. INTANGÍVEL

a) Composição de saldo em 31 de dezembro de 2010

Ativos da Concessão ............................ 5,11 7.447.052 (5.387.781) 2.059.271 2.369.276 2.620.392( - ) Obrigações especiais ..................... 4,13 (1.239.699) 334.633 (905.066) (974.342) (1.064.086)Ativos da concessão líquidos ............... 6.207.353 (5.053.148) 1.154.205 1.394.934 1.556.306Intangível ............................................ 1.498.009 – 1.498.009 1.187.194 1.295.697 7.705.362 (5.053.148) 2.652.214 2.582.128 2.852.003

31/12/2010 31/12/2009 01/01/2009Taxa

média de amortização Custo

Amortização Acumulada

Valor Líquido

ValorLíquido

Valor Líquido

b) Mutação do ativo intangível em 2010

Ativos da Concessão ................................................. 2.369.276 208.969 (14.122) (504.852) 2.059.271(–) Obrigações especiais ........................................... (974.342) (58.042) – 127.318 (905.066)Ativos da concessão líquidos .................................... 1.394.934 150.927 (14.122) (377.534) 1.154.205Intangível ................................................................. 1.187.194 310.815 – – 1.498.009 2.582.128 461.742 (14.122) (377.534) 2.652.214

Saldo em 31/12/2009 Adições Baixas Amortização

Saldo em 31/12/2010

c) Composição de saldo em 31 de dezembro de 2009

Ativos da Concessão ............................................................................ 5,14 7.333.451 (4.964.175) 2.369.276(–) Obrigações especiais ...................................................................... 4,06 (1.181.657) 207.315 (974.342)Ativos da concessão líquidos ............................................................... 6.151.794 (4.756.860) 1.394.934Intangível ............................................................................................ 1.187.194 – 1.187.194 7.338.988 (4.756.860) 2.582.128

Taxa média de amortização Custo

AmortizaçãoAcumulada

ValorLíquido

d) Mutação do ativo intangível em 2009

Ativos da Concessão ................................................. 2.620.392 315.596 (87.796) (478.916) 2.369.276( - ) Obrigações especiais .......................................... (1.064.086) (32.383) 122.127 (974.342)Ativos da concessão líquidos .................................... 1.556.306 283.213 (87.796) (356.789) 1.394.934

Intangível ................................................................. 1.295.697 (103.523) (4.980) 1.187.194 2.852.003 179.690 (92.776) (356.789) 2.582.128

EMPRESASSaldo em

01/01/2009 AdiçõesBaixas e

Alienações AmortizaçãoSaldo em

31/12/2009

A Companhia não identifi cou indícios de perda do valor recuperável de seus Ativos Intangíveis.

Ativos da concessão

Em conformidade a Interpretação Técnica ICPC 01, contabilidade de concessões, foi registrado no ativo intangível a parcela da infra-estrutura de distribuição que será utilizada durante a concessão, composta pelos ativos de distribuição, líquidos das participações de consumidores (obrigações especiais).

A ANEEL, em conformidade ao marco regulatório brasileiro, é responsável por estabelecer a vida útil econômica dos ativos de distri-buição do setor elétrico, estabelecendo periodicamente uma revisão na avaliação dessas taxas. As taxas estabelecidas pela Agência são utilizadas nos processos de revisão tarifária, cálculo de indenização ao fi nal da concessão e são reconhecidas como uma estimativa razoável da vida útil dos ativos da concessão. Dessa forma, essas taxas foram utilizadas como base para avaliação e amortização do ativo intangível.

As Obrigações Especiais Vinculadas à Concessão referem-se basicamente a contribuições de consumidores para execução de empreen-dimentos necessários ao atendimento de pedidos de fornecimento de energia elétrica, sendo que a eventual liquidação destas obrigações depende de disposição da ANEEL, no término das concessões de Distribuição, mediante redução do valor residual do Ativo Intangível para fi ns de determinação do valor que o Poder Concedente pagará à Concessionária.

As obrigações especiais são amortizadas por taxa correspondente à taxa média dos ativos de distribuição.

A composição das obrigações vinculadas à concessão do serviço público de energia elétrica é como segue:

Participação da União .................................................................................................... 334.976 387.809Participação dos Estados ................................................................................................ 40.102 24.885Participação dos Municípios .......................................................................................... 371.902 332.229Participação do Consumidor .......................................................................................... 1.756.651 1.713.931Outros ............................................................................................................................. 6.500 3.273 2.510.131 2.462.127

2010 2009

A taxa de amortização média anual da Companhia, na atividade Distribuição, é de 5,09%. As principais taxas anuais de amortização, de acordo com a Resolução ANEEL nº 367, de 2 de junho de 2009, são as seguintes:

Chave Sistema .................................................... 6,70 Software .............................................................. 20,00Condutor do Sistema .......................................... 5,00 Veículos .............................................................. 20,00Estrutura do Sistema .......................................... 5,00 Equipamento Geral ............................................. 10,00Transformador .................................................... 5,00 Edifi cação ........................................................... 4,00Disjuntor ............................................................ 3,00Banco de Capacitores ......................................... 6,70Regulador de Tensão .......................................... 4,80

Distribuição (%) Administração (%)

De acordo com os artigos 63 e 64 do Decreto n.º 41.019, de 26 de fevereiro de 1957, os bens e instalações utilizados na distribuição, são vinculados a esses serviços, não podendo ser retirados, alienados, cedidos ou dados em garantia hipotecária sem a prévia e expressa autorização do Órgão Regulador. A Resolução ANEEL n.º 20/99, regulamenta a desvinculação de bens das concessões do serviço público de energia elétrica, concedendo autorização prévia para desvinculação de bens inservíveis à Concessão, quando destinados à alienação, determinando que este produto seja depositado em conta bancária vinculada, sendo aplicado na concessão.

11. FORNECEDORES

2010 2009 01/01/2009Circulante Suprimento e Transporte de Energia Elétrica - Eletrobrás – Energia de Itaipu ................................................................................... 128.840 136.807 169.196 Furnas ........................................................................................................................ 26.847 55.540 68.366 CCEE ......................................................................................................................... 99.924 17.303 67.829 Cemig Geração e Transmissão .................................................................................. 28.145 34.883 20.881 CHESF – Cia. Hidroelétrica do São Francisco ......................................................... 10.548 27.700 26.226 CESP – Cia. Energética de São Paulo ....................................................................... 4.852 16.474 16.502 CEEE – Cia. Estadual de Energia Elétrica ................................................................ 11.739 13.751 13.501 Ponte de Pedra Energética ......................................................................................... 12.389 11.925 11.508 RTE conf. Res. ANEEL 387/09 ................................................................................ 1.367 29.890 – Outros Geradores e Distribuidores ............................................................................ 251.341 107.405 48.959 575.992 451.678 442.968Materiais e Serviços ...................................................................................................... 194.147 157.225 165.293 770.139 608.903 608.261

12. IMPOSTOS, TAXAS E CONTRIBUIÇÕES

Circulante ICMS ......................................................................................................................... 217.203 237.276 221.127 COFINS ..................................................................................................................... 16.602 18.139 33.298 PASEP ....................................................................................................................... 3.599 3.932 7.223 INSS .......................................................................................................................... 16.177 13.175 11.980 Outros ........................................................................................................................ 9.804 13.871 12.595 263.385 286.393 286.223 Não Circulante COFINS ..................................................................................................................... 417.772 235.981 78.053 PASEP ....................................................................................................................... 90.701 51.233 16.946 508.473 287.214 94.999 771.858 573.607 381.222

2010 2009 01/01/2009

Não Circulante Obrigações Diferidas Imposto de Renda ....................................................................................................... 144.208 99.030 81.582 Contribuição Social .................................................................................................... 51.915 35.650 29.370 196.123 134.680 110.952

2010 2009 01/01/2009

As Obrigações Não Circulantes de PASEP/COFINS referem-se ao questionamento judicial da constitucionalidade da inclusão do ICMS na base de cálculo desses impostos, sendo requerida, inclusive, a compensação dos valores recolhidos nos últimos 10 anos. A Compa-nhia obteve liminar para não efetuar o recolhimento e autorização para o depósito judicial a partir de 2008.As Obrigações Diferidas, do Não Circulante, de Imposto de Renda e Contribuição Social referem-se, em sua maior parte, ao efeito fi scal decorrente do custo atribuído aos ativos de geração na adoção inicial da ICPC 10.

13. EMPRÉSTIMOS, FINANCIAMENTOS E DEBÊNTURES

MOEDA ESTRANGEIRAABN AMRO Bank - N. (2) .......................... 2013 6.00 USD 20.942 41.655 62.597 87.205 117.025ABN AMRO Real S.A. (3) . – – – – – – – 3.772ABN AMRO Real S.A. (3) . – – – – – – – 10.299ABN AMRO Real S.A. (3) . – – – – – – – 3.320Banco do Brasil S.A. - Bônus Diversos (1) .. 2024 Diversas USD 8.797 42.238 51.035 66.775 93.868B.N.P. – Paribas ........... 2010 Libor + 1,875 EUR – – – 4.292 17.410KFW ............................ 2016 4,5 EUR 1.470 7.347 8.817 11.577 17.087UNIBANCO S.A (4) .. – – – – – – – 4.796UNIBANCO S.A (4) .. – – – – – – – 11.297Dívida em Moeda Estrangeira.................. 31.209 91.240 122.449 169.849 279.504

MOEDA NACIONALBanco do Brasil S.A .... 2013 CDI + 1,70 R$ 5.876 10.000 15.876 56.913 57.254Banco do Brasil S.A ..... 2013 107,60 do CDI R$ 7.067 96.000 103.067 91.403 –Banco do Brasil S.A ..... 2014 104,1 do CDI R$ 5.947 300.000 305.947 20.993 21.434Banco do Brasil S.A ..... 2013 10,83 R$ 36.953 593.541 630.494 102.079 104.835Banco do Brasil S.A ..... 2012 109,8 do CDI R$ 50.782 97.889 148.671 304.752 307.426Banco Itaú – BBA ....... 2013 CDI + 1,70 R$ 38.477 66.217 104.694 138.529 141.197Banco Itaú – BBA ...... 2014 CDI + 1,70 R$ 1.270 2.605 3.875 3.880 3.968Banco Votorantim S.A. 2013 CDI + 1,70 R$ 25.508 49.107 74.615 99.272 99.771Banco Votorantim S.A. . 2010 113,50 do CDI R$ – – – 29.270 29.283Bradesco S.A. .............. 2013 CDI + 1,70 R$ 71.057 120.434 191.491 253.126 258.554Debêntures (5) ............. 2017 IPCA + 7,96 R$ 1.720 470.613 472.333 318.699 324.641Debêntures (5) .............. 2014 IGP–M + 10,50 R$ 20.198 334.440 354.638 445.946 427.784ELETROBRÁS ........... 2023 UFIR + 6,00 a 8,00 R$ 61.997 311.368 373.365 353.341 369.632Grandes Consumidores . 2011 Diversas R$ 3.184 2.707 5.891 5.393 5.301Santander do Brasil S.A. . 2013 CDI + 1,70 R$ 12.693 24.979 37.672 50.184 50.291UNIBANCO S.A. ....... 2013 CDI + 1,70 R$ 36.805 65.112 101.917 134.874 136.647Banco do Nordeste do Brasil ..................... 2010 TR + 7,30 R$ – – – 37.851 104.950Outros .......................... 2010 Diversas R$ – – – 65 196Dívida em Moeda Nacional ..................... 379.534 2.545.012 2.924.546 2.446.570 2.443.164Total Geral .................. 410.743 2.636.252 3.046.995 2.616.419 2.722.668

FINANCIADORES

2010

2009Reclassifi -

cado

01/01/2009Reclassifi -

cadoVenci-mento

Principal

Encargos Financeiros anuais (%)

Moe-das

Circu-lante

Não Circu-lante Total Total

(1) As taxas de juros variam: 2,00 a 8,00 % ao ano; libor semestral mais spread de 0,81 a 0,88 % ao ano.(2) a (4) Foram contratados “swaps” com troca de taxa. Seguem as taxas dos empréstimos e fi nanciamentosconsiderando os swaps: (2) CDI + 2,00% a.a.; (3) CDI + 2,12% a.a.; e (4) CDI + 3,01% a.a.(5) Debêntures Simples, não conversíveis em ações, sem garantia nem preferência, nominativa e escritural.

A composição dos empréstimos por moeda e indexador, em 31 de dezembro de 2010, com a respectiva amortização, é como segue:

MoedasDólar Norte-Americano .................... 29.739 26.635 24.550 1.862 – – 30.846 113.632Euro ................................................... 1.470 1.470 1.470 1.469 1.469 1.469 – – 8.817 31.209 28.105 26.020 3.331 1.469 1.469 – 30.846 122.449IndexadoresÍndice Preço ao Consumidor Amplo – IPCA................................... 1.720 – – – 156.871 156.871 156.871 – 472.333Índice Geral de Preços – Mercado–IGP-M 20.198 – – 334.440 – – – – 354.638Unidade Fiscal de Referência –UFIR/RGR ........................................ 61.992 58.361 52.714 51.391 45.120 35.928 27.702 40.157 373.365Certifi cado Depósito Interbancário – CDI .......................... 254.476 366.491 365.992 100.868 – – – – 1.087.827Sem Indexador .................................. 37.964 – 592.530 – – – – – 630.494Outros ................................................ 3.184 403 436 817 449 200 200 200 5.889 379.534 425.255 1.011.672 487.516 202.440 192.999 184.773 40.357 2.924.546 410.743 453.360 1.037.692 490.847 203.909 194.468 184.773 71.203 3.046.995

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

2018 em

diante Total

As principais moedas e indexadores utilizados para atualização monetária dos empréstimos e fi nanciamentos tiveram as seguintes variações:

Dólar Norte-Americano (4,31) (25,49) IGP-M 11,32 (1,72)Euro (11,14) (22,57) FINEL 2,18 (0,35) SELIC 9,78 9,93 CDI 9,71 9,84 IPCA 5,63 4,22

Moedas

VariaçãoAcumulada em 2010

%


% Indexadores


%


%

A movimentação dos empréstimos e fi nanciamentos é como segue:



Saldo em 1 de janeiro de 2009 ......................................................................................................................................... 2.722.668Financiamentos obtidos ..................................................................................................................................................... 118.622Variação monetária e cambial ............................................................................................................................................ (45.480)Encargos fi nanceiros provisionados ................................................................................................................................... 236.528Encargos Capitalizados ..................................................................................................................................................... 6.694Encargos fi nanceiros pagos ................................................................................................................................................ (254.939)Amortização de fi nanciamentos ......................................................................................................................................... (167.674)Saldo em 31 de dezembro de 2009 .................................................................................................................................. 2.616.419Financiamentos obtidos ..................................................................................................................................................... 665.591Variação monetária e cambial ............................................................................................................................................ 49.166Encargos fi nanceiros provisionados ................................................................................................................................... 272.900Encargos Capitalizados ..................................................................................................................................................... 2.168Encargos fi nanceiros pagos ................................................................................................................................................ (230.691)Amortização de fi nanciamentos ......................................................................................................................................... (318.977)Custo de transação ............................................................................................................................................................. (11.859)Amortização custo transação ............................................................................................................................................. 2.278Saldo em 31 de dezembro de 2010 .................................................................................................................................. 3.046.995As captações de recursos durante o exercício de 2010 estão demonstradas abaixo:

Moeda Nacional ELETROBRAS ............................................................................................. 2016 5,00 217 ELETROBRAS ............................................................................................. 2015 5,00 15.543 BANCO DO BRASIL S/A ............................................................................ 2013 10,82 230.000 BANCO DO BRASIL S/A ............................................................................ 2013 10,82 370.000 ELETROBRAS ............................................................................................. 2020 5,00 49.831Total de Captações ........................................................................................ 665.591

FinanciadoresVencimento


Anuais – %Valor

Captado

Cláusulas contratuais restritivas – Covenants

A Cemig Distribuição possui empréstimos e fi nanciamentos com cláusulas restritivas (“covenants”):

Dívida/EBITDA; .............................................................................................................................................. Menor ou igual a 2,5Dívida/EBITDA; .............................................................................................................................................. Menor ou igual a 3,36Dívida Líquida/EBITDA .................................................................................................................................. Menor ou igual a 3,25Dívida Circulante/EBITDA ............................................................................................................................. Menor ou igual a 90%Dívida/Patrimônio Líquido + Dívida ............................................................................................................... Menor ou igual a 53%EBITDA/Encargos Dívidas.............................................................................................................................. Maior ou igual a 2,8EBITDA/Juros ................................................................................................................................................. Maior ou igual a 3,0EBITDA/Resultado Financeiro ........................................................................................................................ Maior ou igual a 2,0Investimento/EBITDA ..................................................................................................................................... Menor ou igual a 60%


Dívida Líquida = Dívida total menos saldo de caixa e menos títulos negociáveisEBITDA = Lucro antes dos juros, impostos (sobre o lucro), depreciações e amortizações. Em alguns contratos são estabelecidos crité-rios específi cos de cálculo do EBITDA, com algumas variações em relação a fórmula mencionada.

Das cláusulas restritivas acima mencionadas, uma delas não foi atendida, conforme abaixo:

Descrição da Cláusula Restritiva Índice Requerido Posição em 31/12/2010Dívida/(PL + Dívida) Menor ou igual a 53% 56,18%

A Companhia obteve dos credores o consentimento de que não irão exercer seus direitos de exigir o pagamento imediato ou antecipado do montante devido até 31 de dezembro de 2011. Os fi nanciamentos são classifi cados como Passivo Circulante e Não Circulante, de acordo com os termos originais do contrato, tendo em vista a obtenção do referido consentimento de forma antecipada, antes de 31 de dezembro de 2010.

Em 31 de dezembro de 2009, a Companhia não atendeu a determinadas cláusulas restritivas mencionadas acima, sendo obtido o consentimento dos credores durante o ano de 2010. Dessa forma, os contratos cujas cláusulas não foram atendidas estão reconhecidas no circulante em 2009 e reclassifi cados para o não circulante em 2010.

14. ENCARGOS REGULATÓRIOS2010 2009 01/01/2009

Reserva Global de Reversão – RGR ............................................................................. 29.330 15.504 20.931Quota para Conta de Consumo de Combustível – CCC ............................................... 40.542 7.173 36.613Conta de Desenvolvimento Energético - CDE ............................................................. 28.385 28.658 24.288Empréstimo Compulsório - Eletrobrás ......................................................................... 1.207 1.207 1.207Taxa de Fiscalização da ANEEL ................................................................................... 1.697 1.874 2.026Fundo Nacional de Desenvolvimento Científi co Tecnológico - FNDCT ..................... 2.124 2.739 19.605Efi ciência Energética..................................................................................................... 157.488 166.127 142.074Pesquisa e Desenvolvimento ......................................................................................... 102.701 93.595 78.692Pesquisa Expansão Sistema Energético ........................................................................ 1.062 1.370 9.802Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA .......... 14.477 13.071 7.330Adicional 0,30 Lei 12.111/09 ........................................................................................ 3.128 – – 382.141 331.318 342.568Passivo Circulante ......................................................................................................... 273.075 238.952 327.073Passivo Não Circulante ................................................................................................. 109.066 92.366 15.495

15. OBRIGAÇÕES PÓS-EMPREGO

Fundo de Pensão Forluz (Plano de Pensão e Suplementação de Aposentados)

A Companhia e uma das patrocinadoras da Fundação Forluminas de Seguridade Social – FORLUZ, pessoa jurídica sem fi ns lucrativos, com o objetivo de propiciar aos seus associados e participantes e aos seus dependentes complementação de aposentadoria e pensão, em conformidade ao plano previdenciário a que estiverem vinculados.


Plano Misto de Benefícios Previdenciários (Plano B) – Plano de contribuição defi nida na fase de acumulação de recursos para benefí-cios de aposentadoria por tempo normal e benefício defi nido para cobertura de invalidez e morte de participante ativo, bem como no recebimento dos benefícios por tempo de contribuição. A contribuição das Patrocinadoras é paritária às contribuições básicas mensais dos participantes, sendo o único plano aberto a novas adesões de participantes.

A contribuição das Patrocinadoras para este plano é de 27,52% para a parcela com característica de benefício defi nido, referente a cobertura de invalidez e morte de participante ativo, sendo utilizada para amortização das obrigações defi nidas através de cálculo atua-rial. Os 72,48% restantes, referentes à parcela do plano com característica de contribuição defi nida, destinam-se as contas nominais dos participantes e são reconhecidos no resultado do exercício em conformidade aos pagamentos feitos pelas patrocinadoras, na rubrica de Despesa com Pessoal.


A Cemig Distribuição mantêm ainda, de modo independente aos planos disponibilizados pela FORLUZ, pagamentos de parte do prêmio de seguro de vida para os aposentados e contribuem para um plano de saúde e um plano odontológico para os empregados, aposentados e dependentes, administrados pela FORLUZ.


Em 26 de agosto de 2008, o Conselho Deliberativo da Forluz, em cumprimento às determinações da Secretaria de Previdência Comple-mentar – SPC, deliberou a transferência da gestão do Plano de Saúde Integrado – PSI – para outra entidade a ser criada com essa fi na-lidade. A decisão foi motivada pelo entendimento do SPC quanto à impossibilidade da manutenção dos participantes no plano de saúde

não inscritos concomitantemente nos planos previdenciários. Visando resguardar os interesses de seus participantes, além de cumprir a exigência da SPC, a Forluz optou pela separação das atividades, mantendo os atuais planos odontológico e previdenciário nesta enti-dade. Em 2010 foi concluído o processo de separação do plano de saúde, sendo criada a empresa “Cemig Saúde” e mantidos todos os benefícios e coberturas existentes.

Amortização das Obrigações Atuariais e Reconhecimento nas Demonstrações Contábeis

A Companhia demonstra nesta Nota Explicativa o passivo e as despesas em conexão com o Plano de Saúde, Plano Odontológico, Seguro de Vida e Pensão de acordo com os termos do Pronunciamento Técnico CPC 33 (Benefícios a empregados) e laudo preparado por atuários independentes com base em 31 de dezembro de 2010.

Em função do pronunciamento mencionado, os ganhos e perdas atuariais acumulados até 31 de dezembro de 2008 foram integralmente reconhecidos contra o Patrimônio Líquido. Vide maiores detalhes na nota explicativa nº 2.

Foi reconhecida pela Companhia uma obrigação a pagar referente défi cits atuariais passados relacionados ao Fundo de pensão no montante de R$628.500 em 31 de dezembro de 2010 (R$653.622 em 31 de dezembro de 2009) e está sendo amortizada até junho de 2024, através de prestações mensais calculadas pelo sistema de prestações constantes (Tabela Price). Após o 3º Aditivo ao Contrato da FORLUZ, os valores passaram a ser reajustados pelo Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo – IPCA do Instituto Brasileiro de Geografi a e Estatística – IBGE, acrescido de 6% ao ano.

Portanto, nos casos de obrigações com aposentadorias, o passivo reconhecido no balanço patrimonial é a dívida pactuada com a fundação para amortização das obrigações atuariais, mencionada anteriormente, tendo em vista que é superior ao passivo com fundo de pensão constante do laudo do atuário. Como essa dívida deverá ser paga mesmo em caso de superávit da Fundação, a Companhia decidiu pelo registro integral da dívida, contra patrimônio lìquido na data de transição estando os impactos referentes a atualização monetária e juros registrados no resultado fi nanceiro.

Plano de Pensão e Suplementação de Aposentados

Plano de Saúde

Plano Odontológico

Seguro de Vida

Valor Presente das Obrigações fundeadas .................................... 4.539.508 409.923 12.127 328.509Valor Justo dos Ativos do Plano................................................... (4.460.035) − − −Valor presente de obrigações não fundeadas ............................... (79.473) 409.923 12.127 328.509Ganhos (Perdas) Atuariais Não Reconhecidos ............................ (377.892) (5.976) 9.845 (13.348)Custo do Serviço Passado Não Reconhecido ............................... − − −Passivo Líquido .......................................................................... 457.365 403.947 21.972 315.161Complemento referente dívida com a Forluz ............................... 171.135 − − −Passivo Líquido no Balanço Patrimonial ................................. 628.500 403.947 21.972 315.161


Os ganhos e perdas atuariais não reconhecidos que excederam a 10,00% do total das obrigações com benefícios pós-emprego vem sendo reconhecidos no resultado em aproximadamente 11 anos (tempo médio de serviço futuro dos atuais participantes ativos), desde 2009.



Plano de Saúde

Plano Odontológico

Seguro de Vida

Obrigação de benefício defi nido em 31/12/2009 ......................... 4.006.753 370.846 17.141 284.993Custo do Serviço Corrente ........................................................... 3.603 3.657 148 4.019Juros Sobre a Obrigação Atuarial ................................................ 414.070 38.786 1.817 30.247Perdas (Ganhos) Atuariais Reconhecidas .................................... 420.965 35.419 (6.476) 16.663Benefícios pagos .......................................................................... (305.883) (38.785) (503) (7.413)

Obrigação de benefício defi nido em 31/12/2010 ...................... 4.539.508 409.923 12.127 328.509

As mudanças no valor justo dos ativos dos planos são as seguintes:


Plano de Saúde

Plano Odontológico

Seguro de Vida

Valor justo dos ativos do plano em 31/12/2009 ........................... 3.702.993 − − −Retorno realizado ......................................................................... 964.696 − − −Perdas (Ganhos) Atuariais Reconhecidas .................................... − − − −Contribuições do Empregador ..................................................... 98.229 − − −Benefícios pagos .......................................................................... (305.883) − − −Valor justo dos ativos do plano em 31/12/2010 ........................... 4.460.035 − − −

Os valores reconhecidos na Demonstração de Resultado de 2010 são como segue:

Custo do Serviço Corrente ..................................... 3.603 3.657 148 4.019 11.427Juros Sobre a Obrigação Atuarial .......................... 414.070 38.786 1.817 30.247 484.920Rendimento Esperado Sobre os Ativos do Plano ... (408.233) − − − (408.233)Perdas (Ganhos) Atuariais Reconhecidas .............. − − (150) − (150)Custo do Serviço Passado ...................................... − − − − −Contribuição dos Empregados ............................... − − − − −Despesa conforme laudo atuarial ....................... 9.440 42.443 1.815 34.266 87.964Ajuste referente dívida com a Forluz ..................... 63.667 − − − 63.667Despesa em 2010 total .......................................... 73.107 42.443 1.815 34.266 151.631

Plano de Pensão e Suplementação de

AposentadosPlano

de SaúdePlano

OdontológicoSeguro de Vida Total


Plano de Pensão e Suplementação de

AposentadosPlano

de SaúdePlano

OdontológicoSeguro de Vida Total

Passivo Líquido em 31/12/2009............................. 653.622 400.289 20.660 288.308 1.255.411Despesa (Receita) Reconhecida no Resultado ...... 73.107 42.443 1.815 34.266 87.964Contribuições Pagas ............................................... (98.229) (38.785) (503) (7.413) (144.930)Passivo Líquido em 31/12/2010............................. 628.500 403.947 21.972 315.161 1.198.445

Passivo Circulante .................................................. 53.579 − − − 53.579Passivo Não Circulante .......................................... 574.921 403.947 21.972 315.161 1.316.001

As despesas com fundo de pensão são registradas no resultado fi nanceiro por representarem os juros e variação monetária incidentes sobre a dívida com a Forluz, conforme mencionado anteriormente nesta nota.



Plano de Saúde

Plano Odontológico

Seguro de Vida

Custo do Serviço Corrente ........................................................... 4.715 7.884 235 3.124Juros Sobre a Obrigação Atuarial ................................................ 458.983 41.371 1.222 33.982Reconhecimento de (Ganhos) e Perdas Atuariais ........................ − − (487) −Rendimento Esperado Sobre os Ativos do Plano ......................... (499.579) − − −Despesa em 2010 ......................................................................... (35.881) 49.255 970 37.106

A expectativa de pagamento de benefícios e contribuições para o exercício de 2011 são como segue:


Plano de Saúde

Plano Odontológico

Seguro de Vida

Estimativa de pagamento de benefícios ....................................... 336.490 31.833 973 9.750



A Cemig D tem a expectativa de efetuar contribuições para o fundo de pensão no exercício de 2011 no montante de R$104.702.


Ações de empresas brasileiras ...................................................................................... 15,00% 10,00%Títulos de Renda Fixa ................................................................................................... 85,00% 84,00%Ímóveis ........................................................................................................................... – 3,00%Outros ............................................................................................................................. – 3,00% 100,00% 100,00%

2010 2009

Os ativos do Plano de Pensão incluem os seguintes ativos, avaliados pelo valor justo, da CEMIG, controladora da Cemig Distri-buição:

Debêntures não conversíveis emitidas pela Patrocinadora ............................................ 450.107 249.776Ações emitidas pela Patrocinadora ................................................................................ 9.684 10.415Imóveis da Fundação ocupados pelas Patrocinadoras ................................................... 184.914 159.337

2010 2009


Taxa anual de desconto para valor presente da obrigação atuarial ................................ 10,50% 10,76%Taxa anual de rendimento esperado sobre os ativos do plano ....................................... 11,50% 11,34%Taxa anual de infl ação de longo prazo ........................................................................... 4,50% 4,00%Índice anual estimado de aumentos salariais futuros ..................................................... 6,59% 6,08%Tábua biométrica de mortalidade geral .......................................................................... AT-2000 AT-2000Tábua biométrica de entrada de invalidez ..................................................................... Light média Light médiaTábua biométrica de mortalidade de inválidos .............................................................. IAPB-57 IAPB-57

2010 2009

16. PROVISÕES E CONTINGÊNCIAS JUDICIAISA Companhia constitui provisão para contingências das ações cuja expectativa de perda for considerada mais provável que sim do que não que exista uma obrigação presente na data do balanço, conforme segue:

Trabalhistas Diversos ................................................................................... 6.195 7.562 4.433 − 11.995

Cíveis Danos Pessoais ......................................................................... 7.801 6.861 (2.547) − 4.314 Majoração Tarifária .................................................................. 1.410 2.213 180.362 (181.408) 1.167 Outras ....................................................................................... 8.310 8.003 32.002 (25.732) 14.273

Regulatórios Processos Administrativos da ANEEL ..................................... 43.714 49.212 (49.212) − −Total ........................................................................................... 67.430 73.851 165.038 (207.140) 31.749

Saldo em 01/01/2009

Saldo em 2009

Adições (−) Reversões Baixas

Saldo em 2010

Processos Administrativos da ANEEL

Em 2007, a ANEEL notifi cou a Companhia por considerar incorretos alguns critérios adotados pela Companhia na apuração da receita com subvenção de baixa renda, questionando os critérios de identifi cação dos consumidores que deveriam receber o benefício. A Companhia constituiu provisão correspondente a perda que considerou como mais provável que sim do que não que existia uma obri-gação presente na data do balanço. Em 2010, esta notifi cação foi arquivada pela ANEEL, que julgou procedente o recurso da Cemig D, incorrendo na reversão da provisão constituída, no valor de R$49.212.

Majoração Tarifária

Diversos consumidores industriais impetraram ações contra a CEMIG, controladora da Companhia, objetivando reembolso para as quantias pagas em função do aumento de tarifa durante o plano de estabilização econômica do Governo Federal denominado “Plano Cruzado”, em 1986, alegando que tal aumento violou o controle de preços instituído por aquele plano.

Em maio de 2010, a Companhia fi rmou um acordo referente à ação ajuizada pela RIMA Industrial S.A. relativa ao ressarcimento do aumento de tarifa introduzido pelo Departamento Nacional de Águas e Energia - DNAEE durante o Plano Cruzado. Por meio desse acordo, a Companhia concordou em pagar ao consumidor um montante de R$177.592, sendo R$92.592 compensados com faturas em aberto e R$85.000 a serem pagos por dedução dos pagamentos futuros relativos ao fornecimento de eletricidade e utilização dos sistemas de distribuição, sem qualquer ajuste ou correção monetária e já incluindo os honorários advocatícios, integralmente reconhe-cido no resultado do período.

Em função do acordo mencionado, os valores provisionados e ainda não compensados com faturas de energia, no montante de R$22.616, passaram a ser efetivamente um Contas a Pagar da Companhia e foram transferidos para a rubrica de outros passivos de curto prazos.

Passivos Contingentes

Obrigações Previdenciárias e Fiscais – Indenização do Anuênio

A Companhia pagou uma indenização aos empregados, no exercício de 2006, no montante de R$127.058, em troca do direito referente aos anuênios futuros que seriam incorporados aos salários. A Companhia não efetuou os recolhimentos de Imposto de Renda e Contri-buição Previdenciária sobre este valor por considerar que essas obrigações não são incidentes sobre verbas indenizatórias. Entretanto, para evitar o risco de uma eventual multa no futuro em função de uma interpretação divergente da Receita Federal e INSS, a Compa-nhia decidiu impetrar um mandado de segurança que permitiu o depósito judicial no valor das potenciais obrigações, no montante de R$127.607, registrados na conta de Depósitos Vinculados a Litígios.

Exclusão de consumidores inscritos como baixa renda

O Ministério Público Federal impetrou Ação Civil Pública contra a Cemig D e a ANEEL, objetivando evitar a exclusão de consumi-dores do enquadramento da Subclasse Tarifa Residencial de Baixa Renda, requerendo a condenação da Cemig D no pagamento em dobro da quantia paga em excesso pelos consumidores. O pedido foi julgado procedente e, ainda, foi fi xada multa diária de R$1 mil no caso de descumprimento da decisão. Contudo, a Companhia e a ANEEL agravaram da decisão e aguardam julgamento. O valor da contingência é de, aproximadamente, R$112.468.

Contribuições à Seguridade Social

A Secretaria da Receita Federal emitiu Auto de Infração exigindo contribuições destinadas à Seguridade Social, relativas aos exercí-cios de 2005 e 2006, no valor de R$164.211.

Não recolhimento de ICMS incidente sobre a TUSD

A Secretaria de Estado da Fazenda de Minas Gerais emitiu Auto de Infração exigindo o recolhimento do ICMS incidente sobre às parcelas que compõem a TUSD faturadas no período de ago/2005 a set/10, visto que o valor do imposto incidente foi excluído das contas de energia elétrica, em cumprimento à Liminar concedida. O valor da contingência é de R$163.717.

Reajuste Tarifário Períodico – Neutralidade da Parcela A

A Associação Municipal de Proteção ao Consumidor e ao Meio Ambiente – AMPROCOM impetrou Ação Civil Pública contra a Companhia e a ANEEL, objetivando a identifi cação de todos os consumidores que foram lesados nos processos de revisão periódica e reajuste anual de energia elétrica, no período de 2002 a 2009, e a restituição, através de crédito nas faturas de energia elétrica, dos valores que lhes foram indevidamente cobrados, em razão da não desconsideração do impacto de variações futuras de demanda de consumo de energia em componentes de custo não gerenciáveis (Parcela A) e a incorporação indevida desses ganhos nos custos geren-ciáveis da distribuidora (Parcela B), provocando o desequilíbrio econômico-fi nanceiro do contrato. O valor, estimado, da contingência é de R$162.008.

Contingências da Controladora

A CEMIG, controladora da Companhia, discute em juízo ações para as quais considera ser mais provável que não exista uma obri-gação presente na data do balanço. Um eventual desfecho negativo nessas causas pode vir a impactar os negócios da Cemig D.As principais causas que têm esta característica estão descritas a seguir:

Diversos consumidores e o promotor público do Estado de Minas Gerais ajuizaram ações cíveis contra a CEMIG, no valor aproximado de R$29.442, contestando reajustes tarifários aplicados em exercícios anteriores, incluindo recomposição tarifária extraordi-nária e índice infl acionário utilizado para aumentar a tarifa de energia elétrica em abril de 2003. Foi solicitado o reembolso em dobro dos montantes que eventualmente venham a ser considerados como cobrados erroneamente pela Companhia. A Companhia acredita ter argumentos de mérito para defesa judicial e, portanto, não constituiu provisão para estas ações.

A CEMIG é ré em processos questionando os critérios de medição dos valores a serem cobrados referente à contribuição de ilumi- nação pública, no valor total aproximado de R$636.723. A Companhia acredita ter argumentos de mérito para defesa judicial e, portanto, não constituiu provisão para esta ação. A expectativa de perda nesta ação é considerada possível.

17. PATRIMÔNIO LÍQUIDO E REMUNERAÇÃO AOS ACIONISTAS

Em 31 de dezembro de 2010, 2009 e 1º de janeiro de 2009, o capital Social da Companhia é de R$2.261.998, representado por 2.261.997.787 ações ordinárias nominativas, sem valor nominal, de propriedade integral da CEMIG.

a) Dividendos

O Estatuto Social da Companhia determina o pagamento de dividendos mínimos obrigatórios de 50% do Lucro Líquido do exercício, à sua Controladora antes da Reserva Legal.

Os dividendos declarados, são pagos em 2 (duas) parcelas iguais, a primeira até 30 de junho e a segunda até 30 de dezembro do ano subsequente à geração do lucro, cabendo à Diretoria, observados estes prazos, determinar os locais e processos de pagamento.

No exercício de 2010, entretanto, o lucro no ano, de R$441.002 será integralmente destinado à compensação de prejuízos acumu-lados, no valor de R$709.227, decorrentes da adoção das novas normas de contabilidade, com registro dos efeitos anteriores a 2010 diretamente contra o Patrimônio Líquido da Companhia, e pagamento de juros sobre o capital próprio, desse prejuízo.

O Art. 9º da Lei nº 9.249, de 26 de dezembro de 1995, permitiu a dedutibilidade, para fi ns de Imposto de Renda e Contribuição Social, dos Juros sobre Capital Próprio pagos aos acionistas, que no caso da Cemig Distribuição foram calculados com base na variação da TJLP sobre o Patrimônio Líquido.

Os benefícios fi scais decorrentes do pagamento de Juros sobre o Capital Próprio foram de R$53.942, reconhecidos no resultado do exercício de 2010 (R$51.562 em 2009).

Lucro por ação

Os lucros por ação em 2010 e 2009 foram de R$0,20 e R$0,34 respectivamente, sendo calculados com base na média ponderada do número de ações da Companhia em cada um dos anos mencionados.

b) Reserva Legal

O saldo da reserva em 31 de dezembro de 2010 e 2009 corresponde a R$178.924. A Companhia não constituiu reserva legal adicional em 2010 em função da utilização integral do lucro do ano para compensação de prejuízo acumulado.

c) Reserva de Retenção de Lucros

O saldo da reserva em 31 de dezembro de 2010 e 2009 corresponde a R$204.202.

18. RECEITA

A composição da receita da Companhia é conforme segue:

Fornecimento bruto de energia elétrica e receita de uso da rede – consumidores cativos .......................................................................................................................... 9.350.411 9.223.397Receita de uso da rede – consumidores livres ............................................................... 1.640.489 1.195.506Outras receitas operacionais .......................................................................................... 83.755 85.443Impostos incidentes sobre as receitas acima .................................................................. (4.147.533) (3.810.239) 6.927.122 6.694.107

2010 2009

Fornecimento bruto de energia elétrica e receita de uso da rede – consumidores cativos

A composição do fornecimento de energia elétrica, por classe de consumidores, é a seguinte:

(Não auditado pelos auditores independentes)R$Nº de Consumidores MWh

2010 2009 2010 2009 2010 2009Residencial ................................................................ 5.774.879 5.601.926 8.134.143 7.774.466 3.958.883 3.691.454Industrial ................................................................... 75.839 75.018 4.757.191 4.826.009 1.684.748 1.730.218Comércio, Serviços e Outros .................................... 609.243 596.285 4.775.770 4.642.166 2.114.226 2.060.567Rural .......................................................................... 532.776 490.140 2.455.112 2.208.247 628.997 563.757Poder Público ............................................................ 58.646 56.563 762.207 718.070 325.667 311.481Iluminação Pública .................................................... 3.357 3.131 1.067.876 1.057.666 276.944 271.510Serviço Público ......................................................... 8.649 8.474 1.113.789 1.070.536 323.699 316.867Subtotal ..................................................................... 7.063.389 6.831.537 23.066.088 22.297.160 9.313.164 8.945.854Consumo Próprio ...................................................... 826 824 35.505 34.844 − −Subvenção para Consumidores de Baixa Renda (*) ..... − − − − 132.772 264.734Fornecimento não Faturado, Líquido ........................ − − − − (101.423) 12.333 7.064.215 6.832.361 23.101.593 22.332.004 9.344.513 9.222.921Transações com Energia na CCEE .......................... − 1.935.630 219.494 5.898 476Total .......................................................................... 7.064.215 6.832.361 25.037.223 22.551.498 9.350.411 9.223.397

(*) Receita reconhecida em decorrência de subvenção recebida da Eletrobrás, em função do desconto nas tarifas dos consumidores de baixa renda. Os valores foram homologados pela ANEEL e são reembolsados pela ELETROBRÀS.

Receita de uso da rede – consumidores livres

Representa os encargos cobrados dos consumidores livres referentes ao uso da rede de distribuição (“TUSD”) da Cemig Distribuição.

Outras receitas operacionais

Serviço Taxado ............................................................................................................... 15.984 16.248Outras Prestações de Serviços ....................................................................................... 12.560 12.573Aluguel e Arrendamento ................................................................................................ 54.689 55.221Outras ............................................................................................................................. 522 1.401 83.755 85.443

2010 2009

Impostos incidentes sobre a receita

ICMS .............................................................................................................................. 2.184.006 2.078.024COFINS ......................................................................................................................... 821.093 790.182Reserva Global de Reversão – RGR .............................................................................. 66.179 61.807PIS-PASEP ..................................................................................................................... 197.310 171.553Programa de Efi ciência Energética-PEE ........................................................................ 37.151 34.168Conta de Desenvolvimento Energético-CDE ................................................................ 340.620 343.895Quota para Conta de Consumo de Combustível-CCC ................................................... 435.288 296.072Pesquisa e Desenvolvimento-P&D ................................................................................ 14.850 13.665Fundo Nacional de Desenvolvimento Científi co e Tecnológico-FNDCT ..................... 14.850 12.906Pesquisa Expansão Sistema Energético-EPE ................................................................. 7.425 7.584ISSQN ............................................................................................................................ 494 383Encargos Adicionais Lei 12.111/09 ............................................................................... 28.267 - 4.147.533 3.810.239

2010 2009



19. CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS

Pessoal (a) ...................................................................................................................... 759.155 880.327Participação de Empregados e Administradores no Resultado ...................................... 236.031 162.566Obrigações Pós-Emprego (Nota 15) .............................................................................. 78.524 91.819Materiais ........................................................................................................................ 98.929 81.833Serviços de Terceiros (b) ................................................................................................ 641.620 522.940Energia Elétrica Comprada para Revenda (c) ................................................................ 2.925.045 2.483.311Amortização ................................................................................................................... 377.534 356.789Provisões Operacionais (d) ............................................................................................ 208.821 65.604Encargos de Uso da Rede Básica de Transmissão ......................................................... 615.584 552.649Outras Despesas Líquidas (e) ......................................................................................... 186.422 216.580 6.127.665 5.414.418

2010 2009

Remunerações e Encargos .............................................................................................. 678.768 724.296Contribuições para Suplementação de Aposentadoria – Plano de Contribuição Defi nida .................................................................................... 45.845 31.057Benefícios Assistenciais .................................................................................................. 99.514 97.962(–) Custos com Pessoal Transferidos para Obras em Andamento .................................. (79.550) (130.658)Programa de Desligamento de Empregados ................................................................... 14.578 157.670 759.155 880.327

a) DESPESAS COM PESSOAL 2010 2009

Programas de desligamento de empregados

a) Programa Prêmio Desligamento – PPD

A Companhia possui um Programa Prêmio Desligamento – PPD, de caráter permanente e aplicável sobre as rescisões dos contratos de trabalho, de forma livre e espontânea. Dentre os principais incentivos fi nanceiros do Programa, estão os pagamentos de 3 remunerações brutas e 6 meses de contribuições para o plano de saúde após o desligamento, depósito da multa de 40% sobre o saldo do FGTS para fi ns rescisórios e o pagamento de até 24 meses de contribuições para o Fundo de Pensão e INSS após o desligamento, em conformidade a determinados critérios estabelecidos no regulamento do Programa.

Este Programa, desde o seu início em março de 2008, contou com a adesão de 523 empregados, sendo que a despesa referente aos incentivos fi nanceiros foi substancialmente reconhecida no resultado de 2008.

b) Programa de Desligamento Voluntário - PDV

A Companhia implementou, em abril de 2009, um Programa de Desligamento Voluntário - PDV, de caráter transitório, com a adesão dos empregados substancialmente no período de 22 de abril a 05 de junho de 2009.

O incentivo financeiro para os empregados que fizeram a adesão ao PDV corresponde a uma indenização que varia de 3 a 16 vezes o valor da remuneração mensal do empregado, conforme critérios específicos estabelecidos no regulamento do Programa, dentre os quais o principal é o tempo de contribuição faltante para aposentadoria integral do INSS. Constam ainda dentre os incentivos financeiros o pagamento da contribuição para o fundo de pensão e INSS até a data em que o empregado atenda aos requisitos para requerer aposentadoria junto ao INSS (limitado a 5 anos) e depósito da multa de 40% sobre o saldo do FGTS para fins rescisórios.

Adicionalmente, a Companhia garantiu o pagamento integral dos custos do seguro de vida em grupo e plano de saúde pelo período de 6 e 12 meses, respectivamente, a partir da data do desligamento dos empregados, ocorrida no período de junho de 2009 a dezembro de 2010.

Este Programa contou com a adesão de 805 empregados da Cemig Distribuição S.A., sendo reconhecida uma despesa em 2010 referente aos incentivos fi nanceiros no valor de R$14.578 (R$153.890 em 2009).

c) Participação dos empregados e administradores no resultado

A Companhia utilizou como critério geral para pagamento da participação dos empregados nos resultados dos exercícios de 2010 e 2009 um percentual de 3% do resultado operacional, ajustado por alguns itens defi nidos pela ANEEL na Prestação Anual de Contas – PAC, a serem pagas até o mês de maio de 2010. Adicionalmente, no dissídio coletivo em novembro de 2010 e 2009 foi acordado com os sindicatos o pagamento adicional de participações extraordinárias a cada empregado. A parcela adicional mencionada foi paga dentro do exercício de 2010.

Em conformidade com os referidos acordos, as participações nos resultados do exercício de 2010 e 2009 da Companhia, incluindo a contribuição para o plano de pensão incidente sobre os valores da participação, corresponderam a R$236.031 e R$162.566, respectivamente.

Agentes Arrecadadores/Leitura de Medidores/Entrega de Contas ................................ 135.576 118.509Comunicação .................................................................................................................. 68.815 62.889Manutenção e Conservação de Instalações e Equipamentos Elétricos .......................... 159.270 104.219Conservação e Limpeza de Prédios ............................................................................... 30.832 24.287Conservação e Limpeza de Faixa, Estradas e Aceiros ................................................... 25.849 16.115Mão de Obra Contratada ................................................................................................ 46.719 34.203Fretes e Passagens .......................................................................................................... 5.960 5.448Hospedagem e Alimentação ........................................................................................... 17.165 13.710Vigilância ....................................................................................................................... 7.720 6.639Consultoria ..................................................................................................................... 2.226 5.748Manutenção/Conservação de Móveis Utensílios ........................................................... 33.403 27.317Manutenção e Conservação de Veículos ........................................................................ 21.151 18.625Corte e Religação ........................................................................................................... 31.789 27.295Podas de árvores ............................................................................................................ 18.673 12.625Outros ............................................................................................................................ 36.472 45.311 641.620 522.940

b) SERVIÇOS DE TERCEIROS 2010 2009

Energia de Itaipu Binacional .......................................................................................... 788.000 929.204Energia de Curto Prazo .................................................................................................. 281.319 73.663Contatos Bilaterais ......................................................................................................... 250.180 244.231Energia adquirida em Leilão .......................................................................................... 1.699.796 1.360.020PROINFA ....................................................................................................................... 162.120 147.738Créditos de PASEP/COFINS ......................................................................................... (256.370) (271.545) 2.925.045 2.483.311

c) ENERGIA ELÉTRICA COMPRADA PARA REVENDA 2010 2009

Prêmio de Aposentadoria ................................................................................................ (3.783) (2.033)Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa ............................................................ 47.565 61.216Contingências Trabalhistas ............................................................................................. 4.434 1.366Provisão (reversão) para Processos Administrativos da ANEEL .................................... (49.212) 5.498Provisão para Ações Cíveis – Majoração Tarifária ......................................................... 180.362 803Reversão de Provisão para Contingências Jurídicas – Ações Cíveis .............................. (527) (1.285)Outras provisões ............................................................................................................. 29.982 39 208.821 65.604

d) PROVISÕES OPERACIONAIS 2010 2009

Arrendamentos e Aluguéis .............................................................................................. 35.582 27.440Propaganda e Publicidade ............................................................................................... 28.323 24.825Consumo Próprio de Energia Elétrica ............................................................................. 9.912 15.205Subvenções e Doações .................................................................................................... 16.579 19.573Taxa de Fiscalização da ANEEL ..................................................................................... 20.897 23.758Impostos e Taxas (IPTU, IPVA e outros) ........................................................................ 12.076 11.834Contribuição a CCEE ...................................................................................................... 2.209 2.059Taxa de Licenciamento – TFDR (*) ............................................................................... 27.184 27.322Seguros ............................................................................................................................ 2.966 1.991Prejuízo Líquido na Desativação e Alienação de Bens ................................................... 24.698 29.845FORLUZ – Custeio Administrativo ................................................................................ 9.603 10.361Outras (Recuperação de Despesas) ................................................................................. (3.607) 22.367 186.422 216.580

e) OUTRAS DESPESAS LÍQUIDAS 2010 2009

(*) Taxa de Licenciamento para Uso ou Ocupação de Faixa de Domínio de Rodovias


RECEITAS FINANCEIRASRenda de Aplicação Financeira ....................................................................................... 53.143 34.528Acréscimos Moratórios de Contas de Energia ................................................................ 114.259 148.765Variações Cambiais ......................................................................................................... 49.214 133.352Ganhos com Instrumentos Financeiros (nota 23) ........................................................... 6.963 –Outras .............................................................................................................................. 76.597 52.622 300.176 369.267DESPESAS FINANCEIRASEncargos de Empréstimos e Financiamentos .................................................................. (260.229) (240.785)Encargos de Variação Monetária - FORLUZ .................................................................. (73.107) (67.001)Variações Cambiais ......................................................................................................... (36.083) (28.404)Variação Monetária – Empréstimos e Financiamentos ................................................... (60.251) (14.851)Perdas com Instrumentos Financeiros (nota 23) ............................................................. (12.179) (45.325)Variação Monetária de P&D e PEE ................................................................................ (23.462) (22.409)Outras .............................................................................................................................. (59.160) (37.410) (524.471) (456.185)RESULTADO FINANCEIRO LÍQUIDO ................................................................... (224.295) (86.918)

2010 2009

As despesas com PASEP e COFINS são incidentes sobre as receitas fi nanceiras dos ativos regulatórios, as quais são realizadas através de faturamento de energia elétrica.

21. TRANSAÇÕES COM PARTES RELACIONADASConforme mencionado na Nota Explicativa nº 1, a Companhia é uma subsidiária integral da Companhia Energética de Minas Gerais – CEMIG, cujo acionista controlador é o Governo do Estado de Minas Gerais.

Os principais saldos e transações com partes relacionadas da Cemig Distribuição são como segue:

CEMIGCirculanteColigadas e Controladora .............. 3.782 9.884 4.992 21.639 – – – –Juros sobre Capital Próprio e Dividendos .................................. – – 50.842 202.306 – – – –

Cemig Geração e Transmissão S.A.CirculanteColigadas e Controladora .............. – – 247 11.872 – – – –Energia Elétrica Comprada para Revenda (1) ......................... – – 28.145 34.883 – – 252.369 (333.441)Outros ............................................ 2.805 6.598 – 5 – – – –Não CirculanteColigadas e Controladora .............. 10.761 35.555 – – – – – –

LightEnergia Comprada para Revenda (1) ......................... – – 162 236 – – (5.051) (4.965)

Governo do Estado de Minas GeraisCirculanteConsumidores e Revendedores (4) ... 8.619 1.700 – – 83.800 81.026 – –Impostos, Taxas e Contribuições – ICMS (5) ........... 145.528 149.686 217.203 237.276 (2.184.006) (2.078.024) – –Consumidores e Revendedores (2) ... 39.893 60.619 – – – – – –Não CirculanteTributos Compensáveis - ICMS (5) ..................................... 46.714 44.315 – – – – – –

FORLUZCirculanteObrigações Pós-Emprego (3) ........ – – 53.579 58.651 – – (78.524) (91.819)Outros ............................................ – – 45.798 25.412 – – – –Despesa com pessoal (6) ............... – – – – – – (45.845) (47.064)Custeio Administrativo (7) ............ – – – – – – (9.603) (10.361)Não CirculanteObrigações Pós-Emprego (3) ........ – – 1.316.001 1.304.228 – – – –

OUTROSCirculanteColigadas e Controladas ou Controladores .............................. 113 109 – 37 – – – –

ATIVO PASSIVO RECEITA DESPESAEMPRESAS 2010 2009 2010 2009 2010 2009 2010 2009

As principais condições relacionadas aos negócios entre partes relacionadas estão demonstrados abaixo:(1) A Companhia possui contratos de compra de energia da Cemig Geração e Transmissão S.A. e Light S.A., decorrente do leilão

público de energia ocorrido em 2005, com vigência de 8 anos a partir do início do fornecimento e correção anual pelo IGP-M. Essas operações foram realizadas em termos equivalentes aos que prevalecem nas transações com partes independentes, tendo em vista que a compra da energia foi feita através de leilão organizado pelo Governo Federal que defi niu posteriormente os contratos que deveriam ser assinados entre distribuidores e geradores.

(2) Parcela substancial do valor refere-se à renegociação de débito originário de venda de energia para a COPASA, com previsão de pagamento até setembro de 2012 e atualização fi nanceira pelo IGPM + 0,5% a.m.

(3) Os contratos da FORLUZ são reajustados pelo Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo - IPCA do Instituto Brasileiro de Geografi a e Estatística - IBGE (Vide nota explicativa nº 18) e serão amortizados até o exercício de 2024.

(4) Refere-se a venda de energia ao Governo do Estado de Minas Gerais, sendo que as operações foram realizadas em termos equiva-lentes aos que prevalecem nas transações com partes independentes, considerando que o preço da energia é aquele defi nido pela ANEEL através de resolução referente ao reajuste tarifário anual da Companhia.

(5) As operações com ICMS registradas nas Demonstrações Contábeis referem-se as operações de venda de energia e créditos de aqui-sição de ativo imobilizado e são realizadas em conformidade a legislação específi ca do Estado de Minas Gerais.

(6) Contribuições da CEMIG para o Plano de Pensão e Suplementação de Aposentadoria referentes aos empregados participantes do Plano Misto (vide nota explicativa nº 15) e calculadas sobre as remunerações mensais em conformidade ao regulamento do Fundo.

(7) Recursos para o custeio administrativo anual do Fundo de Pensão em conformidade a legislação específi ca do setor. Os valores são estimados em um percentual da folha de pagamento da Companhia.



Remuneração do pessoal chave da Administração

O total das remunerações aos Conselheiros de Administração e Diretores nos exercícios de 2010 e 2009 são conforme segue:

Remuneração ................................................................................................................... 1.644 1.904Participação nos Resultados ............................................................................................ 431 283Benefícios pós-emprego .................................................................................................. 133 44Benefícios assistenciais ................................................................................................... 433 14Total ............................................................................................................................... 2.641 2.245

2010 2009

Vide maiores informações referentes às principais transações realizadas nas Notas Explicativas 5, 9, 16, 19, 21, 25, 26 e 28.

23. INSTRUMENTOS FINANCEIROS E GESTÃO DE RISCOS

Os instrumentos fi nanceiros da Companhia são os saldos do Caixa e Equivalentes de Caixa, Consumidores e Revendedores, Emprés-timos e Financiamentos, Obrigações com Debêntures e “swaps” de moedas, sendo os ganhos e perdas obtidos nas operações integral-mente registrados de acordo com o regime de competência.

Os instrumentos fi nanceiros da Companhia foram reconhecidos e encontram-se classifi cados conforme abaixo: Instrumentos fi nanceiros ao valor justo por meio do resultado: encontram-se nesta categoria as aplicações fi nanceiras e os instrumentos derivativos (mencionados no item “b”). São mensuradas ao valor justo e os ganhos ou as perdas são reconhecidos diretamente no resultado; Recebíveis: encontram-se nesta categoria os créditos com consumidores e revendedores. São reconhecidos pelo seu valor nominal de realização e similares aos valores justos, Caixa e Equivalentes de Caixa;Emprés timos e Financiamentos e Obrigações com Debêntures. São mensurados pelo custo amortizado mediante a utilização do método da taxa de juros efetiva.

Ativos Financeiros:Caixa e depósitos bancários ........................................................................................... 47.768 51.609 90.539Equivalentes de Caixa .................................................................................................... 455.641 194.592 351.882Contas a receber de clientes ........................................................................................... 1.515.100 1.580.431 1.365.554Fundos vinculados ......................................................................................................... 14.048 2.607 97.697Créditos com controladas ............................................................................................... 14.656 45.548 23.860 2.047.213 1.874.787 1.929.532Valor justo por meio do resultado:Mantidos para negociaçãoTítulos e Valores Mobiliários – Aplicação Financeira ................................................... 32 − −

Passivos fi nanceiros:Avaliados ao custo amortizado:Fornecedores .................................................................................................................. 770.139 608.903 608.261Empréstimos, fi nanciamentos e debêntures ................................................................... 3.046.995 2.616.419 2.722.668 3.817.134 3.225.322 3.330.929 5.864.379 5.100.109 5.260.461

Categoria dos Instrumentos Financeiros 31/12/2010 31/12/2009 01/01/2009

a) Gestão de riscos

O gerenciamento de riscos corporativos é uma ferramenta de gestão integrante das práticas de Governança Corporativa e alinhada com o processo de planejamento, o qual defi ne os objetivos estratégicos dos negócios da empresa.

A Companhia possui um Comitê de Gerenciamento de Riscos Financeiros com o objetivo de implementar diretrizes e monitorar o risco fi nanceiro de operações que possam comprometer a liquidez e a rentabilidade da Companhia, recomendando estratégias de proteção (hedge) aos riscos de câmbio, juros e infl ação, os quais estão efetivos em linha com a estratégia da Companhia.

A premissa do Comitê de Gerenciamento de Riscos Financeiros é dar previsibilidade ao caixa da Companhia para um prazo máximo de 12 meses, considerando o cenário econômico divulgado por uma consultoria externa.


Risco de taxas de câmbio

A Cemig Distribuição está exposta ao risco de elevação das taxas de câmbio, principalmente à cotação do dólar Norte-Americano em relação ao real, com impacto no endividamento, no resultado e no fl uxo de caixa. Com a fi nalidade de reduzir a exposição da Companhia às elevações das taxas de câmbio, a Cemig Distribuição possuía, em 31 de dezembro de 2010, operações contratadas de hedge, descritas em maiores detalhes no item “b”.

A exposição líquida às taxas de câmbio é como segue:

Dólar Norte-Americano Empréstimos e Financiamentos (nota 13) ..................................................................... 113.632 158.272 Operações contratadas de hedge/swap .......................................................................... (45.425) (66.831) 68.207 91.441Euro Empréstimos e Financiamentos (nota 13) ..................................................................... 8.817 11.577Passivo Líquido Exposto............................................................................................... 77.024 103.018

EXPOSIÇÃO ÀS TAXAS DE CÂMBIO 2010 2009


A Companhia estima que, em um cenário provável, a apreciação cambial das moedas estrangeiras em relação ao Real no fi nal de 2011 será de 7,92% (dólar R$1,80 e Euro R$2,39). A Companhia fez uma análise de sensibilidade dos efeitos nos resultados da Companhia advindos de depreciação cambial de 25% e 50% em relação ao cenário provável, considerados como possível e remoto, respectivamente.

Dólar Norte-Americano Empréstimos e Financiamentos (nota 13) .................................... 113.632 122.757 153.446 184.135 (–) Operações Contratadas de Hedge/swap ................................. (45.425) (49.073) (61.342) (73.609) 68.207 73.684 92.104 110.526Euro Empréstimos e Financiamentos (nota 13) ..................................... 8.817 9.438 11.798 14.157Passivo Líquido Exposto.............................................................. 77.024 83.122 103.902 124.683Efeito Líquido da Variação Cambial .......................................... – (6.098) (26.878) (47.659)

Risco - Exposições Cambiais

Cenário Base

31/12/2010Cenário Provável

Cenário Possível Depreciação

Cambial 25,00%

Cenário Remoto Depreciação

Cambial 50,00%

Risco de Taxa de juros

A Cemig Distribuição está exposta ao risco de elevação das taxas de juros nacionais, em 31 de dezembro de 2010. Esta exposição ocorre em função do passivo líquido indexado à variação das taxas de juros, conforme demonstrado a seguir:

Ativos Aplicações Financeiras (nota 4) .................................................................................... 455.673 194.592

Passivos Empréstimos e Financiamentos (nota 13) ..................................................................... (1.087.827) (1.285.275) Operações Contratadas de Hedge/Swap........................................................................ (45.425) (66.831) (1.133.252) (1.218.444)Passivo Líquido Exposto............................................................................................... (677.579) (1.023.852)

EXPOSIÇÃO DA CEMIG ÀS TAXAS DE JUROS NACIONAIS 2010 2009


No que se refere ao risco de taxas de juros mais relevante, a Companhia estima que, em um cenário provável, a taxa SELIC no fi nal de 2011 será de 12,75%. A Companhia fez uma análise de sensibilidade dos efeitos nos resultados da Companhia advindos de uma alta na taxa SELIC de 25% e 50% em relação ao cenário provável, considerados como possível e remoto, respectivamente. A taxa CDI acom-panha a taxa SELIC.

Risco - Alta nas Taxas de juros nacionaisCenário Base

SELIC 10,66%Cenário ProvávelSELIC 12,75%

Cenário PossívelSELIC 15,9375%

Cenário RemotoSELIC 19,1250%

Ativos Aplicações Financeiras (nota 4) ............................. 455.673 513.771 528.296 542.820

Passivos Empréstimos, Financiamentos e Debêntures (nota 13) .............................................. (1.087.825) (1.226.523) (1.261.197) (1.295.872) Operações Contratadas de Hedge/Swap ............... (45.425) (51.217) (52.665) (54.112) (1.133.252) (1.277.742) (1.313.864) (1.349.987)Passivo Líquido Exposto........................................ (677.579) (763.971) (785.569) (807.166)Efeito Líquido da Variação da SELIC ................. – (86.392) (107.990) (129.587)

Risco de Liquidez

A Cemig apresenta uma geração de caixa sufi ciente para cobrir suas exigências de curto prazo e para seu programa de aquisições e investimentos.

Os principais indicadores de “covenants” fi nanceiros, em que se confrontam as exigências de dívida com a geração de caixa (EBITDA) no exercício de 2010, demonstram o perfi l de liquidez da Empresa.

Ademais, tão importante quanto a qualidade da geração de caixa operacional do negócio é a administração do risco de liquidez, com um conjunto de metodologias, procedimentos e instrumentos coerentes com a complexidade do negócio e aplicados no controle permanente dos processos fi nanceiros, a fi m de se garantir o adequado gerenciamento dos riscos.

A estrutura adotada para a gestão dos riscos da Cemig é matricial e descentralizada, porém com monitoramento centralizado, o que gera informações relevantes e com visão sistêmica. Essa estrutura permite que os processos de gestão de riscos corporativos interajam com outros ciclos de gestão, dentre os quais podem ser citados os Comitês de Governança Corporativa, de Priorização do Orçamento, de Gerenciamento de Riscos de Energia, de Riscos Seguráveis, de Controle e Gestão e de Gerenciamento de Riscos Financeiros, e atendam à Lei Sarbanes-Oxley e à Auditoria Interna.

O Comitê de Gerenciamento de Risco Financeiro, em particular, tem como fi nalidade implementar diretrizes para controlar o risco fi nanceiro de operações que possam comprometer a liquidez e a rentabilidade da Empresa.

No aspecto operacional, a Cemig adota princípios rígidos e conservadores na gestão do fl uxo de caixa, estabelecendo em seu Estatuto Social covenants fi nanceiros, mais restritivos que os presentes nos contratos de dívida, e um valor de caixa mínimo para cada uma das empresas, estipulado em 5% do Lajida.

A Cemig administra o risco de liquidez acompanhando permanentemente e de forma conservadora o seu fl uxo de caixa, numa visão orçamentária, que projeta os saldos mensalmente, para cada uma das empresas, em um período de 12 meses, e de liquidez diária, que projeta os saldos diariamente para 180 dias.

As alocações de curto prazo obedecem, igualmente, a princípios rígidos e estabelecidos em Política de Aplicações, manejando até 20% de seus recursos em fundos de investimento exclusivos de crédito privado, sem riscos de mercado, com a margem excedente aplicada diretamente em CDB’s ou operações compromissadas remuneradas pela taxa CDI.

Na gestão das aplicações, a empresa busca obter rentabilidade nas operações a partir de uma rígida análise de crédito bancário, obser-vando limites operacionais com bancos baseados em avaliações que levam em conta ratings, exposições e patrimônio. Busca também retorno trabalhando no alongamento de prazos das aplicações, sempre com base na premissa principal, que é o controle da liquidez.

Os prazos das aplicações em 31 de dezembro estavam assim alocados:

Liquidez imediata .................................................................................................................................................... 74,50%60 dias ..................................................................................................................................................................... 12,80%90 dias ..................................................................................................................................................................... 6,00%120 dias ................................................................................................................................................................... 0,80%180 dias ................................................................................................................................................................... 5,50%360 dias ................................................................................................................................................................... 0,40% 100,00%

Prazos


Instrumentos Financeiros à taxa de Juros:- Pós-fi xadasEmpréstimos, fi nanciamentos e debêntures ............ 7.152 47.716 317.911 1.593.281 450.441 2.416.501- Pré-fi xadasEmpréstimos, fi nanciamentos e debêntures ............ – – 37.964 592.530 - 630.494

7.152 47.716 355.875 2.185.811 450.441 3.046.995

Até 1 mês

De 1 a 3 meses

De 3 meses a 1 ano

De 1 a 5 anos


Risco de Crédito

O risco decorrente da possibilidade da Companhia vir a incorrer em perdas advindas da difi culdade de recebimento dos valores fatu-rados a seus clientes é considerado baixo. A Companhia faz um acompanhamento buscando reduzir a inadimplência, de forma indivi-dual, junto aos seus consumidores. Também são estabelecidas negociações que viabilizem o recebimento dos créditos eventualmente em atraso.

No que ser refere ao risco decorrente da possibilidade da Companhia vir a incorrer em perdas advindas da decretação de insolvência de Instituição Financeira, foi aprovada uma Política de Aplicação Financeira que vigora desde 2004 onde cada instituição é analisada segundo critérios de liquidez corrente, grau de alavancagem, grau de inadimplência, rentabilidade e custos além de análise de três agên-cias de classifi cação de riscos fi nanceiros. As instituições recebem limites máximos de alocação de recursos que são revisados periodi-camente ou sob qualquer alteração nos cenários macroeconômicos da economia brasileira.


A Energia vendida é substancialmente gerada por usinas hidrelétricas. Um período prolongado de escassez de chuva pode resultar na redução do volume de água dos reservatórios das usinas, comprometendo a recuperação do volume dos mesmos e acarretar em aumento de custos na aquisição de energia ou redução de receitas com a adoção de um novo programa de racionamento, como o verifi cado em 2001.


A Companhia possui contratos de empréstimos e fi nanciamentos, com cláusulas restritivas (“covenants”) normalmente aplicáveis a esses tipos de operações, relacionadas ao atendimento de índices econômico-fi nanceiros, geração de caixa e outros indicadores. O não atendimento dessas cláusulas poderia implicar no vencimento antecipado das dívidas. Uma dessas cláusulas restritivas não foi atendida em 31 de dezembro de 2010 e a Companhia obteve o consentimento formal (“waiver”) dos credores (nota 17), de que não irão exigir o vencimento antecipado da obrigação.


A Companhia possui concessões para exploração dos serviços de distribuição de energia elétrica que incluem cláusula de renovação por mais 20 anos com a expectativa, pela Administração, de que sejam renovadas pela ANEEL e/ou Ministério das Minas e Energia quando do vencimento dos contratos de concessão, em fevereiro de 2016. Caso as renovações das concessões não sejam deferidas pelos órgãos reguladores ou mesmo renová-las mediante a imposição de custos adicionais para a Companhia (“concessão onerosa”), os atuais níveis de rentabilidade e atividade podem ser alterados.

b) Instrumentos Financeiros - Derivativos

Os instrumentos derivativos contratados pela Companhia têm o propósito de proteger as operações da Companhia contra os riscos decorrentes de variação cambial e não são utilizados para fi ns especulativos.

Os valores do principal das operações com derivativos não são registrados no balanço patrimonial, visto que são referentes a operações que não exigem o trânsito de caixa integral, mas somente dos ganhos ou perdas auferidos ou incorridos, registrados pelo valor justo.



Os resultados líquidos destas operações representaram uma perda em 2010 no montante de R$12.179 (perda de R$45.325 em 2009), registrados no resultado fi nanceiro. A contraparte da operação de derivativos é o banco Santander - ABN e os contratos são de swap cambial.

A Companhia possui um Comitê e Gestão de Riscos Financeiros criado com o objetivo de monitorar os riscos fi nanceiros relativos á volatilidade e tendências dos índices de infl ação, taxas de câmbio e taxas de juros que afetam suas transações fi nanceiras e as quais poderiam afetar negativamente sua liquidez e lucratividade. Esse Comitê objetiva também a implementação de diretrizes para operação pró-ativa relativa ao ambiente de riscos fi nanceiros ao implementar planos de ação.

O quadro a seguir apresenta o instrumento derivativo contratado pela Companhia em 31 de dezembro de 2010 e 2009.

Perda não realizadaEfeito

acumulado

Direito da Cemig

Distribuição

Obrigação da Cemig

Distribuição

Período de Venci-

mento

Mercado de Nego-

ciação

Valor principal contratado (U$S)

Valor de contrato

Valor justo Valor Pago

2010 2009 2010 2009 2010 2009 2010

US$ variação cambial +

taxa (5,58% a.a. a 7,14%

a.a.)

R$ 100% do CDI + taxa (1,5% a.a. a 3,01% a.a.)

De 04/2009

até 06/2013 Balcão 27.263 38.382 (67.804) (79.305) (64.366) (78.305) (24.337)


O instrumento derivativo descrito acima indica que a Companhia está exposta a variação do CDI. A Companhia, com base em nossos consultores fi nanceiros, estima que a taxa do CDI no fi nal de 2011 será de 12,75%. A Companhia fez uma análise de sensibilidade dos efeitos nos resultados da Companhia advindos de uma alta na taxa SELIC de 25% e 50% em relação a 31/12/2010, cenários que consi-deramos como possível e remoto, respectivamente. Nesses cenários possível e remoto, a taxa do CDI em 31 de dezembro 2011 seria de 15,9375% e 19,1250% respectivamente.

Risco - Alta nas Taxas de juros nacionaisContratos atualizados a 100,00% do CDI .................................................. 45.425 51.217 52.665 54.113Efeito Líquido da Variação do CDI ........................................................ (5.792) (7.240) (8.688)

Risco - Alta do US$Contratos atualizados a 100,00% do CDI .................................................. 45.425 49.073 61.341 73.610Efeito Líquido da Variação do US$ ........................................................ (3.648) (15.916) (28.185)

Efeito Líquido ........................................................................................... (2.144) 8.676 19.497

Base 31/12/2009

10,66%

Cenário Provável 12,75%

Cenário Possível

15,9375%

Cenário Remoto

19,1250%


A Companhia não deposita margens de garantias para os instrumentos derivativos.

c) Administração de capital


Total do Passivo ............................................................................................................. 7.222.663 6.560.649 6.892.992Caixa e Equivalentes de Caixa ....................................................................................... 503.409 246.201 442.421Dívida Líquida ............................................................................................................... 6.719.254 6.314.448 6.450.571

Total do Patrimônio Líquido .......................................................................................... 2.376.899 2.094.605 1.487.504Valores acumulados no Patrimônio Líquido referente a hedge de fl uxos de caixa ........ – – –Capital Ajustado ............................................................................................................. 2.376.899 2.094.605 1.487.504Relação Dívida Líquida sobre Capital Ajustado em 31 de dezembro ........................... 2,83 3,01 4,34

2010 2009 1/1/2009

24. MENSURAÇÃO PELO VALOR JUSTO

A companhia adota a mensuração a valor justo de seus ativos e passivos fi nanceiros. Valor justo é mensurado a valor de mercado com base em premissas em que os participantes do mercado possam mensurar um ativo ou passivo. Para aumentar a coerência e a compara-bilidade, a hierarquia do valor justo prioriza os insumos utilizados na medição em três grandes níveis, como segue:

Nível 1. Mercado Ativo: Preço Cotado – Um instrumento fi nanceiro é considerado como cotado em mercado ativo se os preços cotados forem pronta e regularmente disponibilizados por bolsa ou mercado de balcão organizado, por operadores, por corretores, ou por associação de mercado, por entidades que tenham como objetivo divulgar preços po por agências reguladoras, e se esses preços representarem transações de mercado que ocorrem regularmente entre partes independentes, sem favorecimento.




AtivosCertifi cados de Depósitos Bancários .................................. 452.987 452.987 – –Letras Financeirs do Tesouro (LFTs) .................................. 713 713 – –Depósitos Overnight .......................................................... 1.973 1.973 – – 455.673 455.673 – –PassivosContratos de Swaps ............................................................ 64.366 – 64.366 –

Descrição


Saldo em 31 de dezembro

de 2010


(Nível 1)

Sem Mercado Ativo – Técnica

de Avaliação (Nível 2)


(Nível 3)


O cálculo do valor justo das aplicações fi nanceiras foi elaborado levando-se em consideração as cotações de mercado do papel, ou infor-mações de mercado que possibilitem tal cálculo, levando-se em consideração as taxas futuras de juros e câmbio de papéis similares. O valor de mercado do título corresponde ao seu valor de vencimento trazido a valor presente pelo fator de desconto obtido da curva de juros de mercado em reais.

Contratos de Swaps: O critério de marcação a mercado das operações de derivativos consiste em estabelecer o preço atual de uma operação já contratada de tal forma que sua reposição traga os mesmos resultados de uma nova operação. A precifi cação de Swaps é feita pela diferença entre os valores a mercado de cada uma de suas pontas corrigidas pelo seu indexador. A precifi cação do Swap da ponta CDI é calculada da data de início da operação até a data de verifi cação considerando a projeção futura deste indexador pelo mercado na data de mensuração. A precifi cação da ponta Dólar do Swap é corrigida pela variação cambial da moeda, considerando uma expectativa futura e prêmio de risco embutido.

25. RESULTADO FINAL DA SEGUNDA REVISÃO TARIFÁRIA DA CEMIG DISTRIBUIÇÃO E REAJUSTE TARIFÁRIO

Revisão Tarifária – valores defi nitivos

Em março de 2009, a ANEEL homologou o resultado defi nitivo da revisão tarifária da Cemig Distribuição, cujos efeitos preliminares ocorreram a partir de abril de 2008.

O resultado defi nitivo da segunda revisão tarifária da Companhia representou uma redução média de 19,62% em comparação a redução média aplicada de forma provisória em abril de 2008 no percentual de 18,09%.

Em função da homologação da revisão tarifária defi nitiva, a ANEEL recalculou os valores que, no seu julgamento, deveriam ter sido aqueles efetivamente reconhecidos no reajuste tarifário da Companhia a partir de abril de 2008.

Os efeitos no resultado são relacionados principalmente à redução no valor da Empresa de Referência utilizada como base para ressar-cimento dos custos gerenciáveis da Companhia e também uma revisão pela ANEEL no critério de cálculo do ressarcimento na tarifa dos ativos regulatórios fi nanceiros, o que teve como conseqüência o desconto de valores, que na visão da Agência reguladora, foram incluídos a maior no reajuste tarifário da Companhia em 2008.

Esses valores, no montante de R$264.626, foram descontados na tarifa no período de 08 de abril de 2009 a 07 de abril de 2010.

Reajuste Tarifário

Em 06 de abril de 2010, a ANEEL divulgou o resultado do Reajuste Tarifário da Companhia. Com isso, as tarifas da Companhia tiveram impactos diferenciados por nível de tensão, cujo impacto médio foi um aumento de 1,67% a partir de 8 de abril de 2010.

26. SEGUROS

A Companhia mantém apólices de seguro visando cobrir danos em determinados itens do seu ativo, por orientação de especialistas, conforme relação abaixo, levando em conta a natureza e o grau de risco, por montantes considerados sufi cientes para cobrir eventuais perdas signifi cativas sobre seus ativos e responsabilidades. As premissas de riscos adotadas, dada a sua natureza, não fazem parte do escopo de uma auditoria de Demonstrações Contábeis, consequentemente não foram examinadas pelos auditores independentes.

Ativos CoberturaData de vigência

Importância Segurada (*)

PrêmioAnual (*)

Almoxarifados, Instalações e Equipamentos de Telecomunicações ............................................................. Incêndio 08/11/2010 a

08/11/2011 R$ 585.521 R$ 141

Risco Operacional – Transformadores acima de 15 MVA e demais equipamentos de potência da distribuição de valor acima de R$ 940 mil ...........................................................

Total 05/05/2010 a 05/05/2011 (**) R$ 580.179 R$ 903

Aeronáutico - Aeronaves ...................................................Casco 29/04/2010 a

29/04/2011

US$ 5.632US$ 101Responsabilidade

Civil US$ 14.000

(*) Valores expressos em R$ Mil ou US$ Mil(**) O limite máximo de indenização (LMI) é de R$186.615 mil.

A Companhia exceto para o ramal aeronáutico, não tem apólices de seguro para cobrir acidentes com terceiros e não está solicitando propostas para este tipo de seguro. Adicionalmente, a CEMIG não solicitou propostas e não possui apólices vigentes para seguros contra eventos que poderiam afetar suas instalações, tais como terremotos e inundações, falhas sistêmicas ou risco de interrupção dos negócios.

A CEMIG não tem sofrido perdas signifi cativas em função dos riscos acima mencionados.


A Companhia possui obrigações contratuais e compromissos que incluem a amortização de empréstimos e fi nanciamentos, contratos com empreiteiros para a construção de novos empreendimentos, compra de energia elétrica de Itaipu e outros, conforme demonstrado na tabela a seguir:

2011 2012 2013 2014 2015 20162017 em diante Total

Empréstimos e Financiamentos ................. 411.750 452.353 1.037.695 490.847 203.909 194.468 255.973 3.046.995Compra de Energia Elétrica de Itaipu .............. 835.539 884.920 894.590 709.063 732.336 755.565 32.559.116 37.371.129Transporte de Energia Elétrica de Itaipu ............... 69.304 73.878 77.159 61.469 64.043 66.655 2.090.479 2.502.987Compra de Energia - Leilão ................................ 2.332.405 2.400.933 2.387.598 1.965.492 2.269.239 2.396.916 65.152.442 78.905.025Outros contratos de compra de energia ............. 262.020 276.813 282.381 295.381 294.344 255.427 2.164.571 3.830.937Dívida com Plano de Pensão - FORLUZ ............ 53.579 50.344 32.978 34.957 37.054 39.277 380.312 628.501Luz para todos 2 ................. 431.637 – – – – – – –

Total .................................... 4.396.234 4.139.241 4.712.401 3.557.209 3.600.925 3.708.308 102.602.893 126.285.574

(Original assinado pelos signatários abaixo)

Djalma Bastos de Morais Arlindo Porto Neto Luiz Fernando RollaDiretor-Presidente Diretor Vice-Presidente Diretor de Finanças, Relações com

Investidores e Controle de Participações

Frederico Pacheco de Medeiros Fuad Jorge Noman Filho José Raimundo Dias FonsecaDiretor de Gestão Empresarial Diretor de Gás Diretor Comercial

Luiz Henrique de Castro Carvalho Fernando Henrique Schüffner Neto José Carlos de MattosDiretor Diretor de Desenvolvimento de

Negócios e Controle Empresarial das Controladas e Coligadas

Diretor Distribuição e Comercialização

Luiz Henrique Michalick Maria Celeste Morais GuimarãesDiretor de Relações Institucionais e

ComunicaçãoDiretora Jurídica

Leonardo George de Magalhães Mário Lúcio BragaSuperintendente de Controladoria

CRC-MG 53.140Gerente de Contabilidade




RELATÓRIO DOS AUDITORES INDEPENDENTES SOBRE AS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS

PARECER DO CONSELHO FISCALDECLARAÇÃO DE REVISÃO DAS DEMONSTRA ÇÕES CONTÁBEIS

PELOS DIRETORES

DECLARAÇÃO DE REVISÃO,PELOS DIRETORES, DO RELATÓRIO DOS

AUDITORES INDEPENDENTE SOBREAS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS

AoConselho de Administração e aos Acionistas daCemig Distribuição S.ABelo Horizonte – MG

Examinamos as demonstrações contábeis da Cemig Distribuição S.A (“Companhia”) que compreendem o balanço patrimonial em 31 de dezembro de 2010 e as respectivas demonstrações do resultado, das mutações do patrimônio líquido e dos fl uxos de caixa, para o exercício fi ndo naquela data, assim como o resumo das principais práticas contá-beis e demais notas explicativas.


A Administração da Companhia é responsável pela elaboração e adequada apresentação das demonstrações contábeis acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e de acordo com as normas internacionais de relatório fi nanceiro (IFRS) emitidas pelo Interna-tional Accounting Standards Board – IASB, assim como pelos controles internos que ela determinou como necessários para permitir a elaboração dessas demonstrações contábeis livres de distorção relevante, independentemente se causada por fraude ou erro.


Nossa responsabilidade é a de expressar uma opinião sobre essas demonstrações contá-beis com base em nossa auditoria, conduzida de acordo com as normas brasileiras e inter-nacionais de auditoria. Essas normas requerem o cumprimento de exigências éticas pelos

auditores e que a auditoria seja planejada e executada com o objetivo de obter segurança razoável de que as demonstrações contábeis estão livres de distorção relevante.



Opinião sobre as demonstrações contábeis

Em nossa opinião, as demonstrações contábeis acima referidas apresentam adequa-damente, em todos os aspectos relevantes, a posição patrimonial e fi nanceira da Cemig Distribuição S.A em 31 de dezembro de 2010, o desempenho de suas opera-ções e os seus fl uxos de caixa para o exercício fi ndo naquela data, de acordo com as

práticas contábeis adotadas no Brasil e de acordo com as normas internacionais de relatório fi nanceiro (IFRS) emitidas pelo International Accounting Standards Board – IASB.

Outros assuntos


Examinamos, também, a demonstração do valor adicionado (DVA), elaborada sob a responsabilidade da Administração da Companhia, referente ao exercício fi ndo em 31 de dezembro de 2010, cuja apresentação é requerida pela legislação societária brasileira para companhias abertas, e como informação suplementar pelas IFRS que não requerem a apresentação da DVA. Essas demonstrações foram submetidas aos mesmos procedi-mentos de auditoria descritos anteriormente e, em nossa opinião, estão adequadamente apresentadas, em todos os seus aspectos relevantes, em relação às demonstrações contá-beis tomadas em conjunto.


KPMG Auditores Independentes Marco Túlio Fernandes FerreiraCRC SP014428/O-6-F-MG Contador CRCMG058176/O-0

Os membros do Conselho Fiscal da Cemig Distribuição S.A., infra-assinados, no desem-penho e suas funções legais e estatutárias, examinaram o Relatório da Administração e as Demonstrações Financeiras, referentes ao exercício fi ndo em 31-12-2010, e respectivos documentos complementares. Após verifi carem que os documentos acima mencionados refl etem a situação econômico-fi nanceira da Empresa e considerando, também, os esclare-cimentos prestados pelos representantes da Administração da Companhia e de seus audi-tores independentes (KPMG Auditores Independentes), opinam os membros do Conselho Fiscal, por unanimidade, favoravelmente à aprovação dos mesmos nas Assembleias Gerais Ordinária e Extraordinária, a realizarem-se, cumulativamente, em 29 de abril de 2011.


Eu, Anamaria Pugedo Frade Barros, Superintendente da Secretaria Geral e Executi-va Empresarial da Companhia Energética de Minas Gerais - Cemig, declaro, para os devidos fi ns, que no livro de Atas das reuniões da Diretoria Executiva da Cemig Dis-tribuição S.A., na ata da 360ª realizada em 15-03-2011, encontrei registrada, dentre outros assuntos, a aprovação da conclusão, em 15-03-2011, das Demonstrações Finan-ceiras da Companhia relativas ao exercício social de 2010; bem como o encaminha-mento ao Conselho de Administração da proposta referente à aprovação da utilização dos saldos contábeis dos ativos de concessão como base de valor na adoção inicial da Interpretação Técnica ICPC.01 e, ainda, o encaminhar ao Conselho de Administração para deliberação e encaminhamento à Assembleia Geral Ordinária do Relatório da Administração, das Demonstrações Financeiras do exercício de 2010 e dos respectivos documentos complementares. Sobre tais documentos, os Diretores presentes à reunião declararam que reviram, discutiram e concordaram com as citadas Demonstrações Fi-nanceiras. Por ser verdade, passo esta certidão, sob a responsabilidade do meu cargo.Belo Horizonte, 28 de março de 2011.


Eu, Anamaria Pugedo Frade Barros, Superintendente da Secretaria Geral e Ex-ecutiva Empresarial da Companhia Energética de Minas Gerais - Cemig, declaro, para os devidos fi ns, que no livro de Atas das reuniões da Diretoria Executiva daCemig Distribuição S.A., na ata de 360ª realizada em 15-03-2011, encontrei reg-istrada, dentre outros assuntos, a aprovação da conclusão, em 15-03-2011, das Demonstrações Financeiras da Companhia relativas ao exercício social de 2010; bem como o encaminhamento ao Conselho de Administração da proposta referente à aprovação da utilização dos saldos contábeis dos ativos de concessão como base de valor na adoção inicial da Interpretação Técnica ICPC.01 e, ainda, o encamin-har ao Conselho de Administração para deliberação e encaminhamento à Assembleia Geral Ordinária do Relatório da Administração, das Demonstrações Financeiras do exercício de 2010 e dos respectivos documentos complementares. Sobre tais docu-mentos, os Diretores presentes à reunião declararam que reviram, discutiram e con-cordaram com as opiniões expressas pelos representantes dos Auditores Indepen-dentes. Por ser verdade, passo esta certidão, sob a responsabilidade do meu cargo.

Belo Horizonte, 28 de março de 2011

Anamaria Pugedo Frade BarrosSuperintendente da Secretaria Geral e Executiva Emprearial

52Sociedade Anônima de Capital AbertoCNPJ nº 06.981.176/0001-58 Belo Horizonte - MG



A Cemig GT submete à apreciação de V.Sas. o Relatório da Administração em conjunto com as Demonstrações Contábeis e pareceres do Conselho Fiscal e dos Auditores Inde-pendentes referentes ao exercício fi ndo em 31 de dezembro de 2010.


O ano de 2010 foi marcado pela consolidação dos investimentos realizados pela Compa-nhia, propiciando condições para que no futuro a Companhia continue a agregar valor, apresentando resultados e efi ciência entre as melhores do setor de geração e transmissão do Brasil.

Neste contexto, concluímos no 1º semestre de 2010 o processo de oferta pública de aquisição de ações em circulação da Taesa, com a aquisição de 24,42% das ações em posse dos acionistas minoritários, no valor de R$1 Bilhão. Com essa nova aquisição, passamos a deter 56,69% do capital total da Taesa.

Deve ser ressaltado o esforço da administração na agregação de valor nas novas aqui-sições, buscando sempre maximizar o retorno dos nossos ativos através da melhoria na efi ciência operacional. Como exemplo, podemos destacar os resultados da Taesa, que com a nossa gestão vem apresentando de forma contínua melhores indicadores de efi ciência e rentabilidade.

No que se refere as nossas atuais operações de comercialização de energia, as expec-tativas para os próximos anos em nossos resultados são favoráveis em função da atua-lização dos nossos atuais contratos de fornecimento e novas negociações de venda da energia da Companhia, com um incremento na receita advinda dessas operações.

Fechamos o ano com um lucro muito próximo ao apresentado no ano anterior, R$1.084 milhões na comparação ao lucro de R$1.103 milhões em 2009. Da mesma forma, a geração de caixa, medida pelo Lajida, foi de R$2.353 milhões na comparação com R$2.258 milhões em 2009. Deve ser destacado que no ano de 2009 o resultado da Companhia foi afetado positivamente pela venda às Distribuidoras no mercado regu-lado, em contratos de curto prazo e a preços mais vantajosos. Apesar desse aspecto favorável em 2009, conseguimos manter um desempenho semelhante em 2010.

Temos a expectativa que a economia brasileira continue a crescer em 2011, e a continui-dade dos investimentos em infraestrutura, onde a disponibilização de energia que viabi-lize esses investimentos é fundamental. Entendemos que a Cemig GT tem um papel relevante neste processo, como empresa de energia que atende a parcela representativa dos grandes clientes industriais do Brasil.

Agradecemos aos nossos colaboradores pelo comprometimento e competência e, em especial, ao nosso acionista controlador, o Governo de Minas Gerais. E a integração dos esforços de todos que fazem da CEMIG a melhor energia do Brasil.

CENÁRIO ECONÔMICO

O ano de 2010 foi marcado pelo acentuado crescimento econômico, deixando para trás os principais efeitos da crise fi nanceira iniciada em 2008. No que se refere à economia mundial, apesar da recuperação mais lenta nos Estados Unidos e Europa, a contribuição dos países emergentes do BRIC, Brasil, Rússia, Índia e China, foram cruciais nesta recuperação, com crescimento elevando e atração de investimentos dos capitais inter-nacionais.


O PIB brasileiro apresentou em 2010 um crescimento expressivo de 7,5%. Para o ano de 2011, as estimativas apontam para um crescimento próximo a 4%. O mercado de trabalho continuará aquecido, assim como os investimentos. Teremos um cenário externo mais favorável para o saldo da balança comercial, com alta nos preços das commodities e a retomada do crescimento das grandes economias, o que infl uenciará diretamente nas exportações brasileiras. Para o mercado de energia elétrica os impactos serão positivos com refl exos diretos no aumento no consumo. Investimentos serão necessários, princi-palmente no mercado de geração, para suportar o iminente crescimento da demanda.

As oportunidades de crescimento na economia brasileira para 2011 também serão forte-mente impactadas, pelos investimentos nas reservas petrolíferas do Pré-Sal e pelas necessidades de investimentos na preparação da infraestrutura para a copa do mundo em 2014 e das olimpíadas em 2016, que contribuirão com a geração de novos empregos, com refl exos diretos no poder de compra e aquecimento da economia.

A CEMIG GT

Desde a sua criação, a Cemig GT sempre demonstrou vocação para a geração de energia elétrica, através de hidrelétricas. Grandes obras e imensos desafi os, a Empresa marcou a história dos grandes empreendimentos pela sua engenharia e porte das usinas que construiu. Minas Gerais também contribui para essa vocação com seu vasto potencial hidráulico natural.

Pequenas, médias ou grandes usinas, gerada pela força da água, do calor ou dos ventos, são 6.335 MW de capacidade instalada, que colocam o Grupo Cemig GT entre as maiores geradoras do País.

Por meio de suas controladas e coligadas de geração, a Cemig GT possui, em operação, 48 usinas, sendo 43 hidrelétricas, 1 termelétricas e 4 eólicas.

O mapa a seguir mostra a localização das usinas de geração de energia elétrica em operação da Cemig GT.

Transmissão

A transmissão cresceu no Brasil signifi cativamente nos últimos anos, permitindo a otimização energética, além de minimizar as restrições no atendimento ao mercado brasileiro e o risco de racionamento em função da não interligação do sistema nacional. A previsão do mercado para os próximos anos é de crescimento ainda mais acelerado, com a complementação da integração dos grandes projetos de geração no Norte do País ao sistema interligado nacional.

O ambiente de competição e a expansão do sistema com leilões de linhas trouxe um novo olhar para o setor de transmissão.








A Cemig GT promoveu no ano de 2010 um total 77 leilões, entre compras e vendas de energia, comercializando um volume de 96.894 GWh e participou de um total de 55 leilões de compra e venda de terceiros, comercializando um volume de 70.799 GWh. Desta maneira a empresa comercializou um volume total de 167.693 GWh.

(Não auditado pelos auditores independentes)

Próprio – Curto Prazo ............................................................................ 322Próprio – Longo Prazo ........................................................................... 96.572Total Próprio ........................................................................................ 96.894Terceiros – Curto Prazo ......................................................................... 881Terceiros – Longo Prazo ........................................................................ 69.918Total Terceiros ...................................................................................... 70.799Total Geral ............................................................................................ 167.693

Energia (GWh)

A estratégia de atuação da Cemig GT nos leilões de energia do Ambiente de Contratação Livre está embasada por premissas estabelecidas pela companhia, como uma curva de preços futuros aprovada e pelo Balanço Estrutural de Energia, o qual defi ne a Caixa e Equivalentes de Caixa a ser direcionada para os agentes deste mercado.

Todas as operações são analisadas considerando as melhores práticas de governança corporativa e devem agregar valor aos resultados projetados, maximizando a receita e o lucro líquido além de minimizar a volatilidade do fl uxo de caixa operacional.

Revisão tarifária da Cemig GT

Primeira Revisão Tarifária

A primeira Revisão Tarifária da Transmissão – RTP, para toda a base de ativos de trans-missão da Cemig GT foi aprovada pela Diretoria da ANEEL, em 17 de junho de 2009, na qual a Agência fi xou o reposicionamento da Receita Anual Permitida (RAP) da Companhia em 5,35%, retroativo a 2005.

Em 01 de junho de 2010, a ANEEL concedeu e deu provimento parcial ao Recurso Administrativo, interposto pela Cemig GT, com alteração no reposicionamento da sua primeira RTP de 5,35% para 6,96%.

Segunda Revisão Tarifária

Em 8 de junho de 2010, a ANEEL homologou o resultado da segunda Revisão Tarifária da Transmissão – RTP da Cemig GT GT, que fi xou o reposicionamento tarifário da Receita Anual Permitida (RAP) em -15,88%, retroativo a junho de 2009. Dessa forma, foi apurado um ressarcimento de R$ 75.568 mil aos usuários do sistema de transmissão e será devolvido no ciclo tarifário de julho de 2010 a junho de 2011.

DESEMPENHO ECONÔMICO – FINANCEIRO CONSOLIDADO

(Em milhões de reais, exceto se indicado de outra forma)

Adoção das normas internacionais de contabilidade

Os resultados apresentados abaixo estão de acordo com as novas normas de contabili-dade, dentro do processo de harmonização das normas contábeis brasileiras às normas internacionais (“IFRS”). Dessa forma, o resultado de 2009 foi alterado para refl etir essas modifi cações e permitir a comparabilidade com o ano de 2010.

Os impactos decorrentes da adoção das novas normas de contabilidade brasileiras e das IFRS estão descritos em maiores detalhes na nota explicativa nº 2 das demonstrações fi nanceiras da Companhia.

Lucro do Período

A Cemig GT apresentou, no exercício de 2010, um lucro líquido de R$1.084 milhões em comparação ao lucro líquido de R$1.103 milhões no exercício de 2009, represen-tando uma redução de 1,72%.

Receita Operacional


Fornecimento bruto de energia elétrica – com impostos ..................................................... 3.703 3.621 2,26Receita de uso da rede – com impostos ............... 883 667 32,38Receita de Infraestrutura de transmissão – com impostos ..................................................... 152 89 70,79Outras receitas operacionais ................................ 28 25 12,00Impostos incidentes sobre as receitas acimas ...... (1.026) (899) 14,13 3.915 3.536 10,72

2010 2009Variação

%

Fornecimento Bruto de Energia Elétrica

A receita com fornecimento bruto de energia elétrica foi de R$3.703 milhões em 2010 em comparação a R$3.621 milhões em 2009, representando um aumento de 2,26%.

Este resultado decorre, principalmente, do aumento de 13,80% na quantidade de energia elétrica fornecida a consumidores livres em decorrência da recuperação da atividade industrial e pela migração de clientes do mercado cativo, compensada pela redução do preço médio por MWh em 2010. A receita, com consumidores livres, foi de R$2.108 milhões em 2010 comparados a R$1.765 milhões em 2009. A tarifa média de venda em 2010 foi de R$112,75 na comparação com R$107,48 em 2009, um aumento de 4,90%.

A quantidade de energia vendida a outras concessionárias, reduziu em 3,41%, com uma redução na receita advinda dessa venda no montante de R$214 milhões. Esta redução decorre, principalmente, do menor volume de energia negociada no Ambiente de Contratação Regulada - ACR (CCEAR), devido ao encerramento de Contratos e o redirecionamento da energia para clientes livres.

Receita de uso da rede

Esta receita refere-se, basicamente, a operação e manutenção à utilização, das instala-ções componentes da rede básica de transmissão da Cemig Geração e Transmissão e

Grupo CEMIG

Sociedade Anônima de Capital AbertoCNPJ nº 06.981.176/0001-58 Belo Horizonte - MG


suas controladas, pelos Geradores e Distribuidores de energia elétrica, participantes do Sistema interligado brasileiro, conforme valores defi nidos, por meio de Resolução, pela ANEEL.

Em função das novas práticas contábeis, para as concessões de concessão novas das controladas da Cemig, somente são registradas nessa rubrica a parcela da receita rela-cionada a operação e manutenção das linhas. Parte da receita da concessão foi regis-trada durante o período da concessão como receita de construção.

A Receita de uso da rede foi de R$883 milhões em 2010 na comparação com R$708 milhões em 2009, um aumento de 24,72%. Este aumento deve-se, principalmente, ao reajuste da tarifa média de transmissão e da aquisição da Controlada Taesa no fi nal de 2009, sendo a receita originada dessa controlada reconhecida integralmente no resul-tado de 2010 em comparação a apenas 2 meses de 2009.

Mais explicações, vide Nota Explicativa nº 22 das Demonstrações Contábeis Conso-lidadas.

Impostos incidentes sobre a receita operacional

Os impostos incidentes sobre a receita operacional foram de R$1.026 milhões compa-rados a R$899 milhões em 2009, um aumento de 14,13%. As principais variações nos impostos que incidiram sobre à receita são como segue:

Conta de Consumo de Combustível – CCC

Os gastos com CCC foram de R$46 milhões em 2010 comparados a R$25 milhões em 2009, representando um aumento de 84,00%. Refere-se aos custos de operação das Usinas térmicas dos Sistemas interligado e isolado brasileiro, rateados entre os Conces-sionários de energia elétrica por meio de Resolução da ANEEL. A Cemig Geração e Transmissão é, apenas, repassadora deste custo, uma vez que o valor da CCC é cobrado dos consumidores livres, na fatura de uso da rede básica, e repassado à Eletrobrás.


Os gastos com CDE foram de R$37 milhões em 2010 na comparação com R$29 milhões em 2009, com aumento de 27,59% e tem como destinação incentivar o desenvolvimento e competitividade de fontes alternativas de energia. Os pagamentos são defi nidos por meio de Resolução da ANEEL. A Cemig Geração e Transmissão é, apenas, repassadora deste custo, uma vez que o valor da CDE é cobrado dos consumidores livres, na fatura de uso da rede básica, e repassado à Eletrobrás.

As demais deduções à receita referem-se a impostos calculados com base em percentual do faturamento. Portanto, as suas variações decorrem, substancialmente, da evolução da receita.

Custos e despesas operacionais (excluindo resultado fi nanceiro)

Os custos e despesas operacionais (excluindo resultado fi nanceiro) foram de R$1.935 milhões em 2010 na comparação com R$1.723 milhões em 2009, representando um aumento de 12,30%. Vide mais informações sobre a composição dos custos e despesas operacionais na Nota Explicativa nº 3 das Demonstrações Financeiras.

As principais variações, nas despesas, estão descritas a seguir:

Pessoal

A despesa com pessoal em 2010 foi de R$307 milhões na comparação com R$309 milhões em 2009, sem apresentar variação relevante. Deve ser destacada a redução de 10,68% no quadro de empregados da Companhia, que passou de 2.041 em 2009 para 1.823 em 2010. Essa redução foi obtida em função do Programa de Desligamento Voluntário implementado pela Companhia, que teve uma despesa relacionada a sua implementação de R$41 milhões em 2009 contra R$15 milhões no mesmo período de 2010 (ajuste da provisão de 2009).


A despesa com energia elétrica comprada para revenda foi de R$371 milhões em 2010 comparados a R$149 milhões em 2009, representando um aumento de 148,99%. Esta variação decorre de uma maior compra de energia relacionada à atividade de comercia-lização.

Serviços de Terceiros

A despesa com Serviços de Terceiros foi de R$149 milhões em 2010 na comparação com R$151 milhões em 2009, sem apresentarar variação expressiva. Os principais custos estão relacionados à meio ambiente, Manutenção e Conservação de Instalações e equipamentos elétricos e conservação, vigilância e limpeza de prédios.

O detalhamento dos serviços de terceiros está demonstrado na Nota Explicativa nº 23 das Demonstrações Financeiras.

Depreciação/Amortização

A despesa com Depreciação e Amortização foi de R$374 milhões em 2010 na compa-ração com R$445 milhões em 2009, uma redução de 15,96%.

Outras Despesas Operacionais

As outras despesas operacionais foram de R$82 milhões em 2010 na comparação com R$52 milhões em 2009, um aumento de 57,69%. Este resultado decorre do aumento dos gastos com arrendamento e aluguéis, seguros e taxa de fi scalização.

LAJIDA (metodologia de cálculo não revisada pelos auditores independentes)

O LAJIDA da Companhia apresentou um aumento de 4,21% em 2010 na comparação com 2009, conforme pode ser verifi cado na tabela abaixo:

Lucro Líquido ...................................................... 1.084 1.103 (1,72)+ Despesa de Imposto de Renda e Contribuição Social Correntes e Diferidos ........ 382 433 (11,78)+ Resultado Financeiro ........................................ 513 277 85,20+ Amortização e Depreciação .............................. 374 445 (15,96)= LAJIDA ........................................................... 2.353 2.258 4,21

Itens não recorrentes:+ Programa de Desligamento Voluntário – PDV .... 15 41 (63,41)= LAJIDA AJUSTADO ...................................... 2.368 2.299 3,00

LAJIDA - R$ mil 2010 2009 Var %

Receitas (Despesas) Financeiras

O resultado fi nanceiro correspondeu a uma despesa fi nanceira líquida de R$513 milhões em 2010 comparada a uma despesa fi nanceira líquida de R$277 milhões em 2009, um aumento de 85,20%. Os itens que compõem o resultado fi nanceiro e que apresentaram as variações mais expressivas estão relacionados a seguir:

aumento de 62% na Receita de Aplicações Financeiras: R$243 milhões em 2010 na comparação com R$150 milhões em 2009. Este aumento decorre do maior volume de recursos aplicados em 2010 na comparação com 2009 tendo em vista o maior volume de recursos disponíveis;

aumento na despesa de Encargos de Empréstimos e Financiamentos: R$642 milhões em 2010 comparados a R$358 milhões em 2009. Este aumento decorre do aumento do endividamento da Companhia no fi nal de 2009, com a emissão, em outubro de 2009, de notas promissórias (commercial papers), no montante de R$2.700 milhões, liquidadas em março de 2010 através da captação de recursos, por meio de emissão de debêntures no mesmo valor;

despesa de variação monetária de Empréstimos e Financiamentos, em moeda nacional, de R$67 milhões em 2010 na comparação com R$5 milhões em 2009, decorrente da maior variação em 2010 dos índices infl acionários utilizados como indexadores dos Contratos de Empréstimos, Financiamentos e Debêntures da Companhia;

receita líquida de ajuste a valor presente, no montante de R$37 milhões em 2010 na comparação a uma despesa de R$6 milhões em 2009. Este resultado decorre da variação do IGPM nos períodos comparados. Em 2010 o IGPM apresentou variação positiva de 11,32% e, no mesmo período do ano anterior, apresentou variação nega-tiva de 2,58%.

Vide a composição das receitas e despesas fi nanceiras na Nota Explicativa nº 24 das Demonstrações Financeiras.

Imposto de Renda e Contribuição Social

A Companhia apurou em 2010 despesas com Imposto de Renda e Contribuição Social no montante de R$382 milhões em relação ao lucro de R$1.466 milhões, representando um percentual de 26,06%. Em 2009, a Companhia apurou despesas com Imposto de Renda e Contribuição Social no montante de R$433 milhões em relação ao lucro de R$1.536 milhões antes dos efeitos fi scais, representando um percentual de 28,19%. Estas taxas efetivas estão conciliadas com as taxas nominais na Nota Explicativa nº 9 das Demonstrações Financeiras.

Política de Captação de Recursos e Gestão da Dívida

Foram captados pela Cemig GT R$2.949 milhões, sendo R$2.700 milhões através de uma emissão de debêntures para a quitação das notas promissórias de mesmo valor utilizadas na aquisição das ações da Terna Participações S.A.


A Companhia não tem praticamente exposição da sua dívida à moeda estrangeira.A grande concentração da dívida no CDI, 63,3%, decorreu do movimento de refi nan-ciamento da dívida a partir de 2002, em que foi bastante utilizado o crédito bancário, e das emissões de títulos e valores mobiliários (debêntures) que se seguiram, em que uma demanda expressiva tem sido alocada em papéis referenciados à taxa de juros local.

A administração tem promovido a gestão da sua dívida com foco no alongamento do prazo, na limitação do endividamento aos níveis preconizados pelo Estatuto, na redução do custo fi nanceiro e na preservação da capacidade de pagamento da Empresa, sem pressões no fl uxo de caixa que possam sugerir risco de refi nanciamento.


Cronograma de Amortizações da Dívida Posicionamento em Dezembro/2010 (R$ milhões)


Os ratings da Cemig GT refl etem uma percepção de rentabilidade saudável e forte geração de caixa, assegurando sólidos indicadores de crédito e perfi l de liquidez adequado, e são apontados pelas principais agências de rating.


Os instrumentos derivativos contratados têm o propósito de proteger as operações da Companhia contra os riscos decorrentes de variação cambial de alguns contratos de fi nanciamentos e não são utilizados para fi ns especulativos. As contratações das opera-

ções consideram aspectos de liquidez do mercado, preço relativo dos ativos e a concen-tração do serviço da dívida.



CONTABILIDADE REGULATÓRIA

A ANEEL, através da Resolução Normativa nº 396/10, instituiu a Contabilidade regu-latória, exigindo, para as empresas transmissoras e distribuidoras, que sejam elaboradas demonstrações fi nanceiras que refl itam o marco regulatório tarifário brasileiro, cuja principal diferença para as demonstrações fi nanceiras societárias é a não aplicação da Interpretação Técnica ICPC.01, registro dos ativos e passivos regulatórios e o reconhe-cimento no Ativo Imobilizado da Base de Remuneração de ativos de transmissão, no caso da Cemig GT.

Dessa forma, conforme estabelecido no Ofício de Encerramento ANEEL do exercício de 2010, seguem os Balanços Patrimoniais e as Demonstrações de Resultado indivi-duais em conformidade ao padrão regulatório estabelecido pela Agência e a conciliação com os valores apresentados na contabilidade societária.

BALANÇOS PATRIMONIAIS REGULATÓRIOSATIVO (Em Milhares de Reais)

CIRCULANTE Caixa e Equivalentes de Caixas ............................... 1.402.213 2.834.476 Títulos e Valores Mobiliários – Aplicações Financeiras.. 319.277 - Consumidores e Revendedores ................................ 389.599 364.149 Concessionários – Transporte de Energia ................. 60.549 67.727 Tributos Compensáveis ............................................ 45.967 64.764 Imposto de Renda e Contribuição Social a Compensar .. 135.966 147.755 Revendedores – Transações Energia Livre .............. 525 46.028 Dividendos a Receber .............................................. 118.086 - Estoques .................................................................... 4.102 3.478 Ativo Regulatório – Revisão Tarifária de Transmissão ... 53.924 75.813 Outros Créditos ......................................................... 71.788 71.291 TOTAL DO CIRCULANTE ................................. 2.601.996 3.675.481

NÃO CIRCULANTE Realizável a Longo Prazo Consumidores e Revendedores ................................ - 46.188 Créditos Tributários .................................................. 202.334 189.660 Tributos Compensáveis ............................................ 9.517 10.823 Depósitos Vinculados a Litígio ................................ 123.756 87.870 Créditos com Pessoas Ligadas .................................. 14.623 12.906 Ativo Regulatório – Revisão Tarifária de Transmissão ... 2.384 43.466 Outros Créditos ......................................................... 6.904 7.648 Investimentos ........................................................... 2.714.515 1.731.665 Imobilizado .............................................................. 6.692.236 7.006.218 Intangível................................................................... 34.171 36.014 TOTAL DO NÃO CIRCULANTE......................... 9.800.440 9.172.458

ATIVO TOTAL ......................................................... 12.402.436 12.847.939

Controladora BRGAAP31/12/2010 31/12/2009

BALANÇOS PATRIMONIAIS REGULATÓRIOSPASSIVO (Em Milhares de Reais)

CIRCULANTE Empréstimos e Financiamentos ................................ 466.200 4.360.947 Debêntures ................................................................ 490.511 3.365 Fornecedores ............................................................ 115.127 83.978 Impostos, Taxas e Contribuições .............................. 56.371 64.057 Juros Sobre Capital Próprio e Dividendos a Pagar ... 46.819 917.054 Passivo Regulatório – Revisão Tarifária .................. 41.663 – Salários e Encargos Sociais ....................................... 53.864 74.105 Encargos Regulatórios ............................................. 90.312 40.253 Participações nos Lucros ........................................... 25.491 22.894 Dívidas com Pessoas Ligadas .................................. 15.396 53.705 Obrigações Pós-emprego ......................................... 17.033 18.895 Outras Obrigações ..................................................... 49.198 40.275 TOTAL DO CIRCULANTE .................................. 1.467.985 5.679.528

NÃO CIRCULANTE Empréstimos e Financiamentos ................................ 1.867.885 983.614 Debêntures ................................................................ 2.800.444 275.869 Provisões .................................................................. 5.888 9.601 Obrigações Pós-emprego .......................................... 413.310 411.064 Impostos, Taxas e Contribuições .............................. 81.243 47.263 Imposto de Renda e Contribuição Social Diferidos .. 530.627 710.842 Encargos Regulatórios ............................................. 32.341 59.266 Concessões a Pagar .................................................. – 61.072 Outras Obrigações .................................................... 116.569 38.197 TOTAL DO NÃO CIRCULANTE......................... 5.848.307 2.596.788

PATRIMÔNIO LÍQUIDO Capital Social ........................................................... 3.296.785 2.896.785 Reservas de Lucros .................................................. 879.697 644.569 Ajuste Avaliação Patrimonial - Hedge de Fluxo de Caixa .. 1.393 – Reserva de Ajustes de Avaliação Patrimonial ........... 908.269 1.030.269

TOTAL DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO ................ 5.086.144 4.596.356

PASSIVO TOTAL ..................................................... 12.402.436 12.847.939




DEMONSTRAÇÕES DE RESULTADOS REGULATÓRIOS(Em Milhares de Reais, exceto Lucro Líquido por lote de mil ações)

RECEITA OPERACIONAL Fornecimento Bruto de Energia Elétrica ................... 3.662.973 3.544.714 Receita de Uso da rede .............................................. 626.774 811.191 Outras Receitas Operacionais ................................... 27.703 24.505 4.317.450 4.380.410DEDUÇÕES À RECEITA OPERACIONAL ......... 982.015 904.538RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA ................. 3.325.435 3.475.872CUSTO DO SERVIÇO DE ENERGIA ELÉTRICA CUSTO COM ENERGIA ELÉTRICA Energia Elétrica Comprada para Revenda ............... (370.019) (148.198) Encargos de Uso da Rede Básica de Transmissão ....... (258.404) (274.264) (628.423) (422.462)CUSTO DE OPERAÇÃO Pessoal e Administradores......................................... (211.348) (211.872) Participação dos Empregados e Administradores no Resultado ................................ (73.133) (55.332) Obrigações Pós-Emprego .......................................... (23.694) (20.668) Matéria-Prima e Insumos para Produção de Energia .... – (4.070) Materiais .................................................................... (17.949) (16.363) Serviços de Terceiros ................................................ (119.139) (97.880) Depreciação e Amortização....................................... (362.916) (427.213) Provisões Operacionais ............................................. 5.174 16.748 Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos ................................................... (135.409) (140.318) Custo de Construção ................................................. (61.292) - Outras ....................................................................... 12.592 (220) (987.104) (957.188)CUSTO TOTAL ........................................................ (1.615.527) (1.379.650)LUCRO BRUTO ....................................................... 1.719.908 2.096.222DESPESA OPERACIONAL Despesas com Vendas ............................................... 2.343 (1.593) Despesas Gerais e Administrativas ........................... (119.812) (199.081) Outras Despesas Operacionais .................................. (42.994) (21.573) (160.463) (222.247)RESULTADO DO SERVIÇO (LUCRO OPERACIONAL ANTES DAS RECEITAS E DESPESAS FINANCEIRAS) ........ 1.559.445 1.873.975 Resultado de Equivalência Patrimonial .................... 209.492 12.487 Receitas (Despesas) Financeiras Líquidas ................ (413.686) (245.753)

LUCRO ANTES DA TRIBUTAÇÃO E PARTICIPAÇÕES .................................................. 1.355.251 1.640.709Imposto de Renda e Contribuição Social .................... 308.893 481.215LUCRO LÍQUIDO DO PERÍODO ......................... 1.046.358 1.159.494


Lucro regulatório ....................................................... 1.046.358 1.159.494Estorno de ativos e passivos regulatórios .................... 88.040 (122.835)Impostos sobre os ajustes acima .................................. (50.288) 66.497

Lucro líquido de acordo com a contabilidade societária ........................................... 1.084.110 1.103.156

Conciliação do lucro – regulatório x societário 2010 2009

Patrimônio Líquido regulatório ................................ 5.086.144 4.571.623Estorno de ativos e passivos regulatórios .................... 14.789 (119.279)Impostos sobre os ajustes acima .................................. (50.288) 66.497

Patrimônio Líquido de acordo com a contabilidade societária ............................................ 5.050.645 4.518.841

Conciliação do Patrimônio Líquido –regulatório x societário 2010 2009

INVESTIMENTOS

Geração

Aquisição de participação acionária – Lightger S.A.

A Cemig Geração e Transmissão adquiriu da Light S.A, em 18 de agosto de 2010, 49% do Capital Social total e votante da Lightger, sociedade de propósito específi co, controlada da Light, detentora da autorização da exploração do empreendimento PCH Paracambi. A Cemig GT pagou pela aquisição o valor de R$19.960 mil.

Expansão da Geração: principais empreendimentos concluídos em 2010.

Usina de Baguari 140 MW 34,00% 181 maio/10PCH Pipoca 20 MW 49,00% 17 outubro/10

Empreendimentos PotênciaParticipaçãoCemig GT


R$ milhõesEntrada total em operação

Expansão da Geração: principais empreendimentos em construção.

Usina de Santo Antônio .... 3.150 MW 10,00% – 1º sem/2012PCH Paracambi ............. 25 MW 49,00% 37 2º sem/2011PCHs Dores de Guanhães, Senhora do Porto, Fortuna II e Jacaré .......... 44 MW 49,00% 10 (*)

Empreendimentos PotênciaParticipaçãoCemig GT


R$ milhões

Início/ previsto

de operação

(*) Empreendimentos em fase de estudo de viabilidade.

Os investimentos em expansão da geração, relacionados nas tabelas acima, referem-se à participação da Cemig no Empreendimento, com recursos próprios.

Revitalização do parque gerador da Cemig GT

A Cemig GT vem realizando amplo programa de revitalização de suas usinas. O obje-tivo é restabelecer a vida útil das plantas, estimada em 30 anos depois da revitalização.

Foi elaborado um grande e detalhado diagnóstico das usinas, que teve como objetivo levantar os investimentos necessários para revitalização das instalações. A boa quali-dade da manutenção das usinas tem gerado excelentes resultados para a Cemig GT, porém a garantia de bons índices de Caixa e Equivalentes de Caixa futura requer um programa estruturado de reformas e modernizações, considerando a idade das instala-ções. O total de recursos necessários para estas revitalizações será da ordem de R$1,7 bilhão, distribuído ao longo dos próximos 15 anos.

Programa de ampliação de PCHs

Visando a expansão da geração, através da exploração mais efi ciente dos ativos exis-tentes, foi estruturado o programa de ampliação de PCHs, que se encontra em fase de conclusão dos projetos básicos e dos estudos ambientais. No programa foram identi-fi cadas 19 PCHs da Cemig GT, que juntas totalizam 106 MW de potência instalada e que, com a ampliação, passarão à potência instalada de aproximadamente 303 MW, representando um acréscimo de 198 MW.

Plano Diretor de Automação

Entre as diversas metas cumpridas pela equipe DGT, destacamos o Plano de Automação das Usinas e Subestações da Cemig. O investimento plurianual total na automação das usinas das grandes e pequenas usinas é da ordem de R$17 milhões.

Em Transmissão

A rede de transmissão da Emissora compõe-se de linhas de transmissão de energia com capacidade de voltagem igual ou superior a 230 kV e integra a rede de transmissão brasileira. A CEMIG transmite tanto a energia gerada em suas usinas como a energia comprada de Itaipu, do Sistema Interligado e de outras fontes.

Plano Diretor de Automação na Transmissão

Com a implementação da modalidade de tele assistência das subestações de transmissão da CEMIG GT fi nalizada em maio de 2010, o COS passou a controlar remotamente todas as subestações operadas pela Cemig Geração e Transmissão S.A.

No segundo ciclo de revisão tarifária da Cemig GT, a Aneel autorizou a realização de investimentos em melhorias no valor de R$38.772 mil anuais para o ciclo 2009-2012, alcançando o montante de R$155 milhões no período.

Investimentos em Subestações e Linhas de Transmissão

Principais empreendimentos concluídos:

LT Furnas - Pimenta 51,00% 18 25/03/2010LT EBTE 49,00% 103 12/2010LT Pirapora 2 – Várzea da Palma 1 100,00% 3 03/07/2010SE S. G. do Pará 100,00% 11 22/05/2010SE Jaguara 100,00% 9 07/08/2010

Empreendimentos ParticipaçãoCemig GT

Investidoaté 2010


Principais empreendimentos em construção:

SE Barreiro 100,00% 4 2011SE Conselheiro Lafaiete 100,00% 7 2011


CEMIG

Investidoaté 2010



O Conselho de Administração irá propor à Assembléia Geral Ordinária - AGO a reali-zar-se em abril de 2011 que, ao lucro líquido do exercício, no montante de R$1.084 milhões, seja dada a seguinte destinação:

R$1.030 milhões (95% do lucro líquido) para pagamento de dividendos;

R$54 milhões para a constituição de Reserva Legal;

Adicionalmente, será proposto o pagamento de dividendos complementares, no valor de R$101 milhões, utilizando o saldo de lucros acumulados em função da adoção das novas normas contábeis, cujos efeitos calculados de forma retroativa a 2010 foram registrados diretamente no Patrimônio Líquido.


Adotamos um sistema de rodízio de nossos auditores independentes com periodicidade de cinco anos, atendendo à determinação da CVM. Nossas demonstrações contábeis são auditadas pela KPMG Auditores independentes. Os serviços prestados pelos auditores independentes da Cemig GT e da maior parte de suas controladas foram como segue:

Auditoria .............................................. 1.210 100,00 1.688 100,00 Serviços adicionais:- SOX ................................................... 238 19,67 199 11,79 - CVA ................................................... 159 13,14 – –Total Geral .......................................... 1.607 132,81 1.887 111,79

Serviços2010

R$ mil


2009R$ mil




Os riscos presentes na matriz corporativa da Cemig GT se referem aos eventos que possam impedir o alcance dos objetivos e das diretrizes estabelecidas pelo planeja-mento estratégico. A cadeia valor da Cemig GT abrange as áreas de negócios: Geração, Comercialização e Transmissão. São avaliados por sua probabilidade de ocorrência e por seu impacto nos diversos negócios da cadeia de valor. A Cemig GT atua sobre os riscos: (I) diminuindo seu impacto e/ou sua probabilidade mediante o refi namento dos

controles; (II) implementando planos de ação; (III) transferindo-os por meio de contra-tação de seguros; (IV) aceitando-os (devido à efetividade do ambiente de controles e ao nível permitido de exposição fi nanceira) ou; (V) evitando-os, evitando-os, subsidiando a Alta Administração nas tomadas de decisão para continuidade nos negócios.

A mensuração de riscos para a Cemig GT é defi nida pela Metodologia ORCA, funda-mentada em quatro dimensões: Objetivos, Riscos, Controles e Alinhamento.

Ainda que a estrutura adotada para a gestão dos riscos corporativos da Cemig GT seja matricial e descentralizada, seu monitoramento é centralizado pela Gerência de Riscos Corporativos, o que gera informações relevantes com visão sistêmica. Essa estrutura permite que o processo de gestão de riscos corporativos interaja com outros compo-nentes da gestão, dentre os quais podem ser citados os Comitês de Priorização do Orça-mento, de Gerenciamento de Riscos de Energia, de Riscos Seguráveis, de Controle e Gestão, de Gerenciamento de Riscos Financeiros, além do atendimento à Lei Sarbanes-Oxley e à Auditoria Interna.

A Cemig GT analisa, também, os fatores de riscos levando-se em consideração os dire-cionadores de valor sob o foco desses agentes e a correspondente identifi cação dos riscos já mapeados, com o objetivo de permitir o aprimoramento da gestão, a partir do enten-dimento que as partes interessadas (stakeholders) enxergam como ameaça estratégica, possibilitando a identifi cação de riscos até então não mapeados na matriz de riscos.

Princípios Éticos e Código de Conduta Profi ssional

Para disciplinar os comportamentos, atuações e decisões profi ssionais, a Cemig GT adota a Declaração de Princípios Éticos e Código de Conduta Profi ssional , dispo-nível na Internet, no site http://ri.Cemig GT.com.br, consolidada em 11 princípios que traduzem condutas e valores éticos incorporados à nossa cultura.

Cada representante da Cemig GT (empregados, gerentes e administradores), no ato da posse do cargo ou no momento da celebração do contrato de trabalho, presta compro-misso solene e assina declarando conhecer, observar e acatar os valores e princípios constantes da “Declaração de Princípios Éticos e Código de Conduta Profi ssional” da Cemig GT.

O cumprimento dos valores, princípios e responsabilidades relativas à Declaração de Princípios Éticos e Código de Conduta Profi ssional é monitorado pela Comissão de Ética da Cemig GT.

A Comissão de Ética, composta por um grupo de gerentes da Companhia, é a ferra-menta de encaminhamento de denúncias sobre práticas irregulares contrárias ao inte-resse da Empresa, tais como: 1) fraudes fi nanceiras, inclusive adulteração, falsifi cação ou supressão de documentos fi nanceiros, fi scais e contábeis; 2) apropriação indevida de bens e recursos; 3) recebimento de vantagens indevidas por dirigentes e empregados e 4) contratações irregulares, através de canal aberto na intranet da Cemig GT – Canal de Denúncia Anônima.

SISTEMAS DE GESTÃO E MODELO DE EXCELÊNCIA

Dentre os diversos modelos existentes para suportar a gestão, a Cemig GT optou, em 1999 por utilizar os modelos baseados nas normas ISO da Série 9000 e 14000, assim como a OHSAS 18001. Considerando que a Empresa vem se estruturando cada vez mais na gestão baseada em processos, os sistemas de gestão se transformam na prin-cipal ferramenta dessa gestão, uma vez que essas normas são estruturadas em requisitos baseados na gestão de processos.

Para a certifi cação dos sistemas se considera:a NBR ISO 9001 – Certifi cação em gestão da qualidade a NBR ISO 14001 – Certifi cação em gestão ambiental – 100% das grandes Usinas e linhas de transmissão são certifi cadas.a OHSAS 18001 – Certifi cação em gestão de saúde e segurança do trabalho – 100% das grandes Usinas e das linhas de transmissão são certifi cadas.

Além das auditorias externas, os sistemas de qualidade passam por verifi cações internas periódicas. Além disso, a Cemig GT investe signifi cativamente na capacitação dos colaboradores, com um investimento expressivo de horas de treinamentos relativas aos sistemas de gestão.


Com foco no mapa estratégico corporativo a Cemig GT procura usar a tecnologia como fator de agregação de valor e diferencial competitivo.

Tecnologia e alternativas energéticas

A Cemig GT tem investido em projetos de utilização de fontes de energia renováveis, com destaque para biomassa, pequenas centrais hidrelétricas, energia solar e geração eólio-elétrica. Adicionalmente, tem investido também em projetos de uso racional da energia, co-geração e geração distribuída, utilizando diferentes combustíveis como hidrogênio, gás natural, álcool e biodiesel e também veículos elétricos.

Alinhada às preocupações globais acerca das mudanças climáticas, a Cemig GT busca alternativas para viabilizar um futuro sustentável, como por exemplo evitar a utilização de combustíveis fósseis (recurso não renovável) na geração de energia.

Divulgado em novembro de 2010, o 24º Balanço Energético do Estado de Minas Gerais (BEEMG), mostra que 53% da oferta de energia no Estado é proveniente de fontes renováveis. No país, este número é 46%, e no mundo, apenas 12,7%, evidenciando a matriz energética mineira como uma referência em termos de sustentabilidade e expli-citando o diferencial competitivo do Estado.

Energia Eólica

Pioneira no setor, a CEMIG, controladora da Cemig GT, foi a primeira concessionária brasileira a instalar uma usina eólica conectada ao sistema elétrico integrado, a Usina Eólio-Elétrica Experimental do Morro do Camelinho, em 1994. Atualmente, a Empresa desenvolve, em parceria com a Universidade Federal de Minas Gerais – UFMG - gera-dores eólio-elétricos de pequeno porte adaptados a instalações em regiões montanhosas, com potencial de atendimento a localidades remotas.

A Cemig GT lançou em maio de 2010 o Atlas Eólico de Minas Gerais, um mapeamento completo sobre a circulação geral dos ventos no território mineiro. Os dados coletados demonstram que a concentração das condições necessárias à implantação desses empre-endimentos em áreas consideradas mais promissoras permite vislumbrar oportunidades de investimento, com a diluição dos custos de acesso e conexão ao Sistema Interligado Nacional – SIN. O levantamento tem grande relevância por orientar empreendedores e investidores em energia eólica. Além disso, fornece uma idéia do montante energético que Minas Gerais dispõe.




O programa conta com a parceria da FIEMG – Federação das Indústrias do Estado de Minas Gerais, que divulga as nossas demandas para a captação de propostas. Essas propostas são analisadas posteriormente pelo corpo técnico da Cemig GT, os chamados Fóruns Tecnológicos.

Por meio do edital público aberto, no período de 13/09 a 24/10/2010, foi lançado o Programa de Pesquisa e Desenvolvimento Cemig GT/ANEEL 2011, recebidas através do IEL/Fiemg.


Como empresa prestadora de serviços públicos, a relação da Cemig GT com as comu-nidades onde atua não se restringe ao estágio de desenvolvimento econômico, mas também se refere diretamente ao estágio de desenvolvimento social.

Valor Adicionado

A Demonstração do Valor Adicionado - DVA evidencia a representatividade da Compa-nhia para a sociedade, com R$3.890 milhões de valor adicionado em 2010 em compa-ração a R$3.500 milhões em 2009.

Valor Adicionado de 2009 e 2010

A distribuição do valor adicionado da Cemig GT entre os diversos segmentos, pode ser observada no gráfi co a seguir, devendo ser destacada a parte retida pelo governo do total distribuído em 2010 e 2009, correspondente a 44% e 41% respectivamente.

Distribuição do Valor Adicionado em 2009

Distribuição do Valor Adicionado em 2010

Recursos Humanos

Os instrumentos de gestão destinados à administração de carreiras pela Cemig GT são caracterizados como um conjunto de políticas e práticas que oferecem suporte a decisões individuais na carreira, o gerenciamento desta e a comunicação entre os empregados e Empresa. Além disso, objetivam auxiliar a sua administração de forma a torná-la estratégica e integradora, com transparência, honestidade de intenções, sentimentos de segurança e clareza de regras.


Considerando que o provimento de pessoal da Cemig GT é baseado nos pilares mobili-dade interna, seleção interna e concurso público, a Cemig GT, após realizar os processos de mobilidade e de seleção interna no decorrer do ano de 2009, iniciou em 2010 a recom-posição do quadro de empregados através da realização dos concursos públicos para o preenchimento de cargos especializados. Foram admitidos profi ssionais para atuarem nas áreas de Planejamento Energético e de Coordenação e Gestão de Transportes.

A Cemig GT, anualmente, investe no programa de estágios curriculares, oferecendo aos estudantes de nível universitário e aos técnicos profi ssionalizantes, oportunidades de complementação do ensino e da aprendizagem.


O Programa de Desenvolvimento da Liderança Cemig (PDLC) foca o desenvolvimento dos empregados designados para o exercício das funções de supervisores, gestores, gerentes e superintendentes, bem como dos empregados potenciais sucessores partici-

pantes do programa “Gestão Sucessória”, contemplando uma série de programas educa-cionais, dos quais se podem citar: Cemig Liderança em Gestão – Celig, Programa de Gestão Avançada, Programa de Desenvolvimento das Habilidades Pessoais para Poten-ciais Sucessores, Programa Trilhas da Liderança e Trilhas Internacionais.


Número de Empregados

Cultura e Sociedade

O quadro fi nal dos patrocínios socioculturais de 2010, reforçou a característica da Cemig GT de continuidade nos projetos culturais estruturadores, na medida de que todos os projetos de manutenção de espaços de educação permanente, como Museus, Bibliotecas e Teatros foram mantidos e também todos os festivais de extensão universitária.


Nos patrocínios culturais a Empresa fi nanciou ações com recursos próprios como convê-nios de apoio as ações do Instituto Estrada Real e a parceria com a Secretaria de Estado da Cultura na Instalação do “Centro de Arte Popular Cemig GT”, que virá a compor os “Circuitos Culturais da Praça da Liberdade” – ação estratégica do Governo de Minas.


Meio Ambiente

A Cemig GT possui uma Política Ambiental, publicada em 1990, da qual constam sete princípios que orientam suas atividades e direcionam seus esforços relacionados à proteção do meio ambiente e ao desenvolvimento sustentável. Esses princípios são traduzidos em ações que têm a intenção de conscientizar empregados e parceiros sobre os principais desafi os ambientais da Cemig GT e do mundo.

A Cemig GT desenvolve e gerencia uma série de iniciativas que buscam contribuir para o desenvolvimento sustentável. Dentre elas, podem-se destacar o programa de educação ambiental nas escolas, as reservas ambientais e os programas de preservação da fl ora e fauna e os programas direcionados à preservação de peixes.

Em 2010, o valor total aplicado pela Cemig Geração e Transmissão em meio ambiente foi de R$ 62,18 milhões, sendo R$ 25,43 milhões relacionadas à implantação de novos empreendimentos e R$ 36,75 milhões na operação e manutenção de instalações e na realização de estudos e monitoramentos- incorporando R$ 3,43 milhões em projetos de pesquisa relacionados a meio ambiente.

Dimensão Ambiental

A Cemig GT realiza uma série de atividades que visam à sustentabilidade ambiental. Dentre elas está o Programa de Educação e Comunicação Ambiental junto às comuni-dades do entorno dos seus reservatórios, estudantes, pescadores, ONGs, pesquisadores e formadores de opinião. A qualidade de água dos principais reservatórios é monitorada regularmente, em uma rede que contempla oito bacias hidrográfi cas de Minas Gerais e uma em Santa Catarina – Uruguai, 35 sub-bacias diferentes, perfazendo o total de 52 reservatórios e mais de 247 estações de coleta.

No gráfi co a seguir pode ser observado o nível dos principais reservatórios de nossas usinas no exercício de 2010 comparado ao exercício de 2009.

Armazenamento Usinas CEMIG

Licenciamento Ambiental

O Licenciamento Ambiental é conduzido de forma a assegurar a análise adequada de todos os estudos e relatórios desenvolvidos e o pronto atendimento aos órgãos ambien-tais competentes. Os estudos e monitoramentos são desenvolvidos por especialistas, o que inclui empresas de consultoria, centros de pesquisa e universidades.

Em 2010 a Cemig GT obteve a renovação da Licença de Operação (LO) da UHE Irapé, a LOC do Sistema de Transmissão Regional Centro. O licenciamento ambiental das instalações de geração e transmissão da Cemig GT perfaz o total de 73%, apresentando aumento de 20% em relação a 2009.

Programas para a Ictiofauna

A Cemig GT desenvolve, desde 2007, o Programa Peixe Vivo, com o compromisso de aumentar esforços na busca de soluções para evitar/mitigar impactos sobre a ictiofauna e ampliar os programas de conservação de peixes, em parceria com as comunidades, pescadores e universidades.

O programa de peixamentos coordenado pelas Estações de Piscicultura de Volta Grande, Machado Mineiro e Itutinga, nos últimos cinco anos, soltou uma média de 520 mil indivíduos. Em 2010 foram soltos 522.851 indivíduos totalizando 11.749 kg de peixes soltos nos reservatórios da Cemig GT em 65 peixamentos.

A Cemig GT está criando o Centro de Excelência em Ictiologia de Volta Grande (CEIVG), no Triângulo Mineiro. A intenção da Companhia é tornar o Centro uma refe-rência nacional na gestão de recursos pesqueiros, desenvolvendo e transferindo tecno-logia. Em parceria com órgãos ambientais e universidades, que terão o Centro como suporte de campo, será assegurado conhecimento e avanços no manejo da ictiofauna das bacias dos rios Grande, Araguari e Paranaíba.

Flora e Fauna

Para ampliar o conhecimento e a disponibilização de informações sobre a fauna e fl ora em suas áreas de atuação, a Cemig GT mantém estações ambientais que somam mais de quatro mil hectares em dois importantes biomas; a Mata Atlântica e o Cerrado. O conhecimento adquirido nesses estudos é compartilhado com a sociedade por meio de parcerias e projetos de educação ambiental executados pela companhia.

Por meio de uma parceria fi rmada entre a Cemig GT e o IBAMA, na Estação Ambiental de Peti, é desenvolvido o Projeto ASAS - Área de Soltura de Aves Silvestres que em 2010 recebeu 638 animais provenientes de apreensões do tráfi co de animais. Por meio do projeto, os animais são recebidos, recuperados e reintroduzidos na natureza em locais criteriosamente defi nidos em semelhança ao habitat natural das espécies.

Na UHE Baguari, em seu Projeto de Refl orestamento das Margens do Reservatório, foram plantadas 97.275 mudas de 72 espécies diferentes da Mata Atlântica nas áreas de entorno do reservatório totalizando 112,52 hectares.

A qualidade da água dos reservatórios da Cemig GT é monitorada regularmente, em uma rede que contempla as principais bacias hidrográfi cas de Minas Gerais, perfazendo um total de 41 reservatórios e mais de 150 estações de coleta de dados físicos químicos e biológicos.


Desde 2001, a Cemig GT, em parceria com a Fundação Biodiversitas, desenvolve o Programa Cemig GT de Educação Ambiental nas Escolas - Terra da Gente, que em 2010 contemplou 318 escolas da região de Campo das Vertentes e Sul de Minas. Mais de 91 mil alunos receberam materiais pedagógicos especialmente elaborados para o programa e mais de 5,6 mil professores foram treinados.

O Programa de Educação Ambiental desenvolvido nas estações ambientais e usinas recebeu em 2010, 23.077 alunos e professores de diferentes escolas da capital e inte-rior. Durante as visitas foram transmitidas informações sobre geração de energia e sua relação com o meio ambiente, bem como mensagens sobre o desenvolvimento susten-tável e a necessidade de conservação dos ecossistemas.


Como resultado dos esforços desenvolvidos pela Cemig GT em 2010, vários segmentos da sociedade reconheceram a excelência de suas atividades, resultando em várias premiações, dentre as quais destacamos:


A CEMIG, controladora da Cemig GT, foi selecionada, pelo 11º ano consecutivo, para compor a carteira do Dow Jones Sustainability World Index – DJSI World, em sua edição 2010/2011, juntamente com outras 318 empresas de 27 países. A CEMIG GT continua sendo a única empresa do setor elétrico da América Latina a fazer parte desse índice internacional, desde 2000, quando foi anunciada a primeira edição do índice.


Fazer parte do Índice Dow Jones de Sustentabilidade refl ete o compromisso da Cemig GT com a geração atual e com as gerações futuras. A Cemig GT busca continuamente aprimorar suas práticas de sustentabilidade empresarial, alinhando-se às melhores práticas de gestão corporativa, respeito ao meio ambiente e ao bem-estar da sociedade, sendo importante ressaltar a contribuição da Cemig GT para esse reconhecimento.

Prêmio Brasil de Meio Ambiente

A Cemig GT Geração e Transmissão foi escolhida como vencedora do 4º Prêmio Brasil de Meio Ambiente na categoria “Melhor Trabalho de Preservação em Fauna e Flora”. A concessionária concorreu com o Programa Peixe Vivo, criado em 2007 com o objetivo de preservar as espécies nativas de peixes nas bacias hidrográfi cas onde a Empresa tem usinas, favorecendo as comunidades que utilizam os recursos hídricos como fator de desenvolvimento.


A Administração da Cemig GT é grata ao Governo de Minas, nosso acionista majo-ritário, pela confi ança e apoio constantemente manifestados durante o ano. Estende também os agradecimentos às demais autoridades federais, estaduais e municipais, às comunidades servidas pela Companhia, aos acionistas e demais investidores e, em espe-cial, à dedicação de seu qualifi cado corpo de empregados.



A CEMIG GERAÇÃO E TRANSMISSÃO EM NÚMEROSBALANÇO SOCIAL DA CEMIG GERAÇÃO E TRANSMISSÃO (não auditado)

Membros EfetivosDorothea Fonseca Furquim Werneck

Djalma Bastos de Morais

Arcângelo Eustáquio Torres Queiroz

Antônio Adriano Silva

Francelino Pereira dos Santos

Maria Estela Kubitschek Lopes

João Camilo Penna

Guy Maria Vilela Paschoal

Eduardo Borges de Andrade

Otávio Marques de Azevedo

Paulo Roberto Reckziegel Guedes

Ricardo Coutinho de Sena

Saulo Alves Pereira Junior

Membros SuplentesPaulo Sérgio Machado Ribeiro

Lauro Sérgio Vasconcelos David

Franklin Moreira Gonçalves

Marco Antonio Rodrigues da Cunha

Luiz Antônio Athayde Vasconcelos

Fernando Henrique Schuffner Neto

Guilherme Horta Gonçalves Júnior

Cezar Manoel de Medeiros

Ricardo Antônio Mello Castanheira

Renato Torres de Faria

Newton Brandão Ferraz Ramos

Paulo Márcio de Oliveira Monteiro

Tarcísio Augusto Carneiro

CONSELHO ADMINISTRAÇÃO

CONSELHO FISCAL

Membros Efetivos Membros Suplentes

Aristóteles Luiz MenezesVasconcellos Drummond


Luiz Guaritá Neto Ari Barcelos da Silva

Thales de Souza Ramos Filho Aliomar Silva Lima

Vicente de Paulo Barros Pegoraro Newton de Moura

Helton da Silva Soares Rafael Cardoso Cordeiro


Superintendência de Relações com Investidores

Telefones: (31) 3506-5024 – 3506-5028 • Fax: (31) 3506-5025 - 3506-5026Endereço eletrônico: Site: www.cemig.com.br • E-Mail: [email protected]

DIRETORIA EXECUTIVA

Nome CargoDjalma Bastos de Morais Diretor-Presidente

Arlindo Porto Neto Diretor Vice-Presidente

Luiz Fernando Rolla Diretor de Finanças, Relações comInvestidores e Controle de Participações

Fernando Henrique Schüffner Neto Diretor de Desenvolvimento deNegócios e Controle Empresarial dasControladas e Coligadas

Luiz Henrique de Castro Carvalho Diretor de Geração e Transmissão

Frederico Pacheco de Medeiros Diretor de Gestão Empresarial

Fuad Jorge Noman Filho Diretor de Gás

José Raimundo Dias Fonseca Diretor Comercial

Maria Celeste Morais Guimarães Diretor Jurídica

Luiz Henrique Michalick Diretor de Relações Institucionais e Comunicação

José Carlos de Mattos Diretor


Valor adicionado total a distribuir (em mil R$) ................................................Distribuição do Valor Adicionado (DVA) .........................................................

Em 2010: 3.889.929 41,37% governo15,63% acionistas9,49%% colaboradores(as)21,27% terceiros12,24% retido

Em 2009: 3.500.41443,71% governo35,07% acionistas10,22% colaboradores(as)14,55% terceiros -3,55% retido

1) Base de Cálculo

2010 2009 (Reclassifi cado)

Valor (Mil Reais) Valor (Mil Reais)

Receita Líquida (RL) ................................................................................... 3.914.669 3.577.694Resultado Operacional (RO) ....................................................................... 1.466.369 1.536.063Folha de Pagamento Bruta (FPB) ............................................................... 260.778 251.372

2) Indicadores Sociais Internos Valor (Mil R$) % Sobre FPB % Sobre RL Valor (Mil R$) % Sobre FPB % Sobre RL

Alimentação ............................................................................................. 15.720 6,03 0,40 14.741 5,86 0,42Encargos sociais compulsórios ................................................................ 61.800 23,70 1,58 55.252 21,98 1,58Previdência privada .................................................................................. 16.297 6,25 0,42 29.332 11,67 0,84Saúde ........................................................................................................ 8.169 3,13 0,21 7.136 2,84 0,20Segurança e medicina no trabalho ........................................................... 2.055 0,79 0,05 2.180 0,87 0,06Educação .................................................................................................. 243 0,09 0,01 – – –Capacitação e desenvolvimento profi ssional ............................................. 15.657 6,00 0,40 8.003 3,18 0,23Creches ou auxílio-creche ........................................................................... 424 0,16 0,01 401 0,16 0,01Participação nos lucros ou resultados ......................................................... 3.894 1,49 0,10 55.332 22,01 1,58Outros ........................................................................................................... 3.959 1,52 0,10 3.771 1,50 0,11Total - Indicadores Sociais Internos ........................................................... 128.218 49,17 3,28 176.148 68,88 4,95

3) Indicadores Sociais Externos Valor (Mil R$) % Sobre RO % Sobre RL Valor (Mil R$) % Sobre RO % Sobre RL

Educação ...................................................................................................... – – – 517 0,03 0,01Cultura .......................................................................................................... 9.906 0,68 0,25 16.606 0,87 0,48Outros Doações/Subvenções/Projeto ASIN 4.497 0,31 0,11 – – –Total das Contribuições para a Sociedade .................................................. 14.403 0,98 0,37 17.123 0,90 0,49Tributos (excluídos encargos sociais) ......................................................... 1.576.395 107,50 40,27 1.638.816 86,25 46,89Total – Indicadores Sociais Externos ......................................................... 1.605.201 109,47 41,00 1.655.939 87,15 47,38

4) Indicadores Ambientais Valor (Mil R$) % Sobre RO % Sobre RL Valor (Mil R$) % Sobre RO % Sobre RL

Investimentos relacionados com a produção/operação da Companhia ... 52.573 3,59 1,34 63.000 3,32 1,80Investimentos em Programas e/ou Projetos Externos* ............................. –Total dos Investimentos em Meio Ambiente .............................................. 52.573 3,59 1,34 63.000 3,32 1,80

Quanto ao estabelecimento de metas anuais para minimizar resíduos, o consumo em geral na produção/operação e aumentar a efi cácia na utilização de recursos naturais, a Companhia:

( x ) não possui metas( ) cumpre de 0 a 50%

( ) cumpre de 51 a 75%( ) cumpre de 76 a 100%

( x ) não possui metas( ) cumpre de 0 a 50%

( ) cumpre de 51 a 75%( ) cumpre de 76 a 100%

7) Outras InformaçõesI. . Os resíduos gerados são quantifi cados e controlados de acordo com procedimentos corporativos de manuseio, transporte, armazenagem e destinação fi nal. Esses procedimentos

tendem a evoluir para a determinação de metas anuais de redução de resíduos.II. A quantifi cação do consumo de energia elétrica e combustível é realizada anualmente e não possui metas de redução * Foram contabilizados na linha “Investimentos relacionados com a produção/operação da Companhia”.

Os projetos sociais e ambientais desenvolvidos pela Companhia foramdefi nidos por:

( ) direção(x) direção e gerências( ) todos(as) empregados(as)

( ) direção(x) direção e gerências( ) todos(as) empregados(as)

Os padrões de segurança e salubridade no ambiente de trabalho foramdefi nidos por:

(x) direção e gerências( ) todos(as) empregados(as)( ) Todos(as) + CIPA

(x) direção e gerências( ) todos(as) empregados(as)( ) Todos(as) + CIPA

A previdência privada contempla: ( ) direção( ) direção e gerências(x) todos(as) empregados(as)

( ) direção( ) direção e gerências(x) todos(as) empregados(as)

A participação nos lucros ou resultados contempla: ( ) direção( ) direção e gerências(x) todos(as) empregados(as)

( ) direção( ) direção e gerências(x) todos(as) empregados(as)

Na seleção dos fornecedores, os mesmos padrões éticos e deresponsabilidade social e ambiental adotados pela Companhia:

( ) não são considerados( ) são sugeridos(x) são exigidos

( ) não serão considerados( ) serão sugeridos(x) serão exigidos

Quanto à participação de empregados(as) em programas de trabalhovoluntário, a Companhia:

( ) não se envolve( ) apóia(x) organiza e incentiva

( ) não se envolverá( ) apoiará(x) organizará e incentivará

Número total de reclamações e críticas de consumidores(as): na Companhia NDno Procon NDna Justiça ND

na Companhia NDno Procon NDna Justiça ND

% de reclamações e críticas solucionadas: na Companhia ND %no Procon ND %na Justiça ND %

na Companhia ND %no Procon ND %na Justiça ND %

5) Indicadores do Corpo Funcional

Nº de empregados (as) ao fi nal do período ................................................ 1.823 2.041Nº de admissões durante o período ............................................................. 1 –Nº de empregados (as) terceirizados (as) ................................................... ND NDNº de estagiários (as) ................................................................................... 94 83Escolaridade dos empregados- Superior e extensão universitária ............................................................. 761 816- 2º Grau 927 1.068- 1º Grau 105 119- Até 1º Grau Incompleto 30 64Nº de empregados (as) acima de 45 anos ................................................... 784 951Nº de mulheres que trabalham na Companhia ........................................... 272 301% de cargos de chefi a ocupados por mulheres ........................................... 17,04% 12,50%Nº de negros (as) que trabalham na Companhia ........................................ 567 619% de cargos de chefi a ocupados por negros (as) ....................................... 13,63% –Nº de portadores (as) de defi ciência ou necessidades especiais ............... 11 86) Informações relevantes quanto ao exercício da cidadania empresarial 2010 Metas 2011

Relação entre maior e a menor remuneração na Companhia .................... 16,85 NDNúmero total de acidentes de trabalho ....................................................... 24 ND

AtendimentoNúmero de consumidores ................. 176 196 264Número de empregados .................... 2.166 2.041 1.823Energia vendida por empregado - MWh ........................... 15.151 16.790 19.989MercadoGeração própria ................................. 31.163 32.830 33.082Preço médio de fornecimento – excluindo ICMS (R$/MWh) – Industrial ........................................ 83,55 92,28 95,97OperacionaisNúmero de Usinas em Operação ........ 46 49 66Número de Subestações ..................... 83 84 84Linhas de Transmissão (Km) ............. 4.874 7.506 8.768Capacidade Instalada (MW) .............. 6.250 6.754 6.896FinanceirosReceita operacional – R$ milhões ...... 3.800 4.435 4.941Receita operacional líquida - R$ milhões ......................... 2.937 3.536 3.915Margem operacional - % .................... 57,88 50,69 50,56LAJIDA ou EBITDA - R$ milhões .... 1.924 2.258 2.353Lucro líquido - R$ milhões ................ 986 1.103 1.084Lucro líquido por lote de 1000 ações 340 381 374Patrimônio líquido - R$ milhões ........ 4.528 4.519 5.051Valor patrimonial por lote de mil ações .......................................... 1.563 1.560 1.744Rentabilidade do patrimônio líquido - % ........................................ 32,72 24,36 23,72Endividamento do patrimônio líquido - % ........................................ 111,12 212,50 190,37Liquidez Corrente .............................. 0,94 0,68 2,06Liquidez Geral ................................... 0,39 0,47 0,42

Descrições 2008 2009 2010


BALANÇOS PATRIMONIAISEM 31 DE DEZEMBRO DE 2010 E 2009 E BALANÇO DE ABERTURA EM 01 DE JANEIRO DE 2009


As notas explicativas são parte integrante das Demonstrações Contábeis.

ATIVO PASSIVO

DEMONSTRAÇÕES DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO DA CONTROLADORA E DO CONSOLIDADOEXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2010 E 2009

(Em milhares de reais, exceto dividendos e juros sobre capital próprio por lote de mil ações)

NotasConsolidado IFRS Controladora BRGAAP

2010 2009 01/01/2009 2010 2009 01/01/2009CIRCULANTE Caixa e Equivalentes de Caixa ................. 05 1.761.817 3.043.715 862.098 1.402.213 2.834.476 852.213 Títulos e Valores Mobiliários - Aplicação Financeira ............................................... 319.277 − − 319.277 − − Consumidores e Revendedores ............... 06 397.301 564.688 357.733 389.599 364.149 356.959 Concessionários - Transporte de Energia .... 109.092 67.727 50.186 60.549 67.727 50.186 Ativo Financeiro da Concessão ................ 11 360.508 41.207 39.938 42.362 41.207 39.938 Tributos Compensáveis ........................... 07 48.412 67.587 106.932 45.967 64.764 106.046 Imposto de Renda e Contribuição Social a Recuperar ............................................. 08 153.719 177.997 167.181 135.966 147.755 167.138 Revendedores - Transações com Energia Livre ...................................................... 29.959 46.028 15.076 29.959 46.028 15.076 Dividendos a Receber .............................. − − − 118.086 − − Estoques ................................................... 4.585 4.707 4.024 4.102 3.478 4.024 Outros Créditos ........................................ 87.240 91.895 63.268 71.788 71.291 58.814

TOTAL DO CIRCULANTE ................. 3.271.910 4.105.551 1.666.436 2.619.868 3.640.875 1.650.394

NÃO CIRCULANTE Consumidores e Revendedores ............... 06 − 46.188 − − 46.188 − Imposto de Renda e Contribuição Social Diferidos ................................................. 09 569.885 195.584 192.388 202.334 189.660 192.388 Tributos Compensáveis ........................... 07 9.732 10.823 18.158 9.517 10.823 18.158 Imposto de Renda e Contribuição Social a Recuperar ............................................. 08 3.319 1.250 − − − − Depósitos Vinculados a Litígios ............... 10 125.923 89.245 49.532 123.756 87.870 49.532 Crédito com Pessoas Ligadas ................... 4.529 18.244 9.853 14.623 12.906 9.853 Outros Créditos ........................................ 48.396 16.798 14.999 6.904 7.648 11.995

Ativo Financeiro da Concessão ............. 11 3.127.866 2.214.029 695.006 702.335 689.020 691.496 Investimentos ......................................... 12 1.571 1.743 13.476 2.714.515 1.731.665 191.367 Imobilizado ............................................. 13 7.024.474 6.921.206 6.854.163 5.947.539 6.275.991 6.623.618 Intangíveis ............................................... 14 477.719 500.845 46.921 34.171 36.014 35.242

TOTAL DO NÃO CIRCULANTE........ 11.393.414 10.015.955 7.894.496 9.755.694 9.087.785 7.823.649

TOTAL DO ATIVO .................................. 14.665.324 14.121.506 9.560.932 12.375.562 12.728.660 9.474.043

NotasConsolidado IFRS Controladora BRGAAP

2010 2009 01/01/2009 2010 2009 01/01/2009CIRCULANTE Empréstimos e Financiamentos................ 17 512.764 4.616.973 372.693 466.200 4.360.947 370.492 Debêntures................................................ 17 507.375 3.365 362.606 490.511 3.365 362.606 Fornecedores ............................................ 15 175.792 147.553 146.652 115.127 83.978 125.486 Impostos, Taxas e Contribuições ............. 16 60.254 67.964 62.769 56.371 64.057 62.485 Imposto de Renda e Contribuição Social Diferidos ...................................... 16 8.235 26.136 76 − − − Juros Sobre Capital Próprio e Dividendos a Pagar ................................. 29 46.819 917.054 539.042 46.819 917.054 539.042 Salários e Encargos Sociais ...................... 57.346 75.900 64.500 53.864 74.105 64.433 Encargos Regulatórios ............................. 18 97.148 44.449 94.363 90.312 40.253 94.363 Participações nos Lucros .......................... 27.495 22.896 26.737 25.491 22.894 26.737 Dívidas com Pessoas Ligadas ................. 15.396 43.917 3.908 15.396 53.705 3.908 Obrigações Pós-Emprego ........................ 19 17.033 18.895 17.970 17.033 18.895 17.970 Provisão para Perdas - Instrumentos Financeiros ............................................. − 3.149 14.699 − − 14.699 Outras Obrigações .................................... 65.313 42.679 61.373 49.198 40.275 47.482 TOTAL DO CIRCULANTE ................. 1.590.970 6.030.930 1.767.388 1.426.322 5.679.528 1.729.703

NÃO CIRCULANTE Empréstimos e Financiamentos................ 17 2.830.798 1.761.263 1.733.860 1.867.885 983.614 1.703.205 Debêntures................................................ 17 3.784.833 437.693 271.752 2.800.444 275.869 271.752 Provisões para Contingências .................. 20 7.010 9.659 7.322 5.889 9.601 7.322 Obrigações Pós-Emprego ......................... 19 413.310 411.064 408.264 413.310 411.064 408.264 Impostos, Taxas e Contribuições .............. 16 133.769 47.263 17.968 81.243 47.263 17.968 Imposto de Renda e Contribuição Social Diferidos ...................................... 16 691.048 723.202 711.655 580.915 644.345 711.655 Encargos Regulatórios ............................ 18 32.341 59.266 4.352 32.341 59.266 4.352 Concessões a Pagar .................................. − 73.441 69.186 − 61.072 57.619 Outras Obrigações .................................... 130.600 48.884 40.602 116.568 38.197 33.620 TOTAL DO NÃO CIRCULANTE........ 8.023.709 3.571.735 3.264.961 5.898.595 2.530.291 3.215.757

TOTAL DO PASSIVO ............................. 9.614.679 9.602.665 5.032.349 7.324.917 8.209.819 4.945.460

PATRIMÔNIO LÍQUIDO ATRIBUÍDO AOS CONTROLADORES .................. 21 Capital Social ........................................... 3.296.785 2.896.785 2.896.785 3.296.785 2.896.785 2.896.785 Reservas de Lucros .................................. 844.198 666.112 584.354 844.198 666.112 584.354 Reserva de Ajustes de Avaliação Patrimonial ............................................. 908.269 1.030.269 1.169.809 908.269 1.030.269 1.169.809 Ajuste Avaliação Patrimonail - Hedge de Fluxo de Caixa ................................... 1.393 − − 1.393 − −Lucros (Prejuizo) Acumulados .................. − (74.325) (122.365) − (74.325) (122.365)

TOTAL DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO ... 5.050.645 4.518.841 4.528.583 5.050.645 4.518.841 4.528.583

TOTAL DO PASSIVO E DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO ..................... 14.665.324 14.121.506 9.560.932 12.375.562 12.728.660 9.474.043

Capital SocialReservas de Lucros

Reserva de Ajustes de Avaliação

Reservas Ajustes Conversão

Lucros (Prejuízos) Acumulados

Total do Patrimônio Líquido

SALDOS EM 1 DE JANEIRO DE 2009 Reclassifi cado............................................................................................. 2.896.785 584.354 1.169.809 − (122.365) 4.528.583 Lucro Líquido do Exercício ............................................................................................................................................. − − − − 1.103.156 1.103.156 Realização da Reserva de Ajustes de Avaliação ................................................................................................................. − − (139.540) 139.540 − Ajustes de adoção de normas contábeis .......................................................................................................................... − − − − 114.810 114.810

Transações com acionistas registradas diretamente no Patrimônio Líquido ............................................................... Juros sobre Capital Próprio (R$73,60 por lotede mil ações) ....................................................................................... − − − − (213.217) (213.217) Dividendos Complementares(R$198,32 por lote de mil ação) .................................................................................... − − − − (574.491) (574.491) Dividendos Intercalares (R$151,89 por lote de mil ação) ........................................................................................... − − − − (440.000) (440.000) Outras mutações no Patrimônio Líquido ......................................................................................................................... Constituição de Reservas ................................................................................................................................................. Reserva Legal .................................................................................................................................................................. − 65.473 − − (65.473) − Retenção de Lucro ........................................................................................................................................................... − 16.285 − − (16.285) −

SALDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2009 Reclassifi cado ..................................................................................... 2.896.785 666.112 1.030.269 − (74.325) 4.518.841

Aumento de Capital ......................................................................................................................................................... 400.000 (400.000) − Lucro Líquido do Exercício ............................................................................................................................................. − − − − 1.084.110 1.084.110 Realização da Reserva de Ajustes de Avaliação .............................................................................................................. − − (122.000) − 122.000 − Ajustes de adoção de normas contábeis .......................................................................................................................... − − − − 54.235 54.235 Outros resultados abrangentes: ........................................................................................................................................ Ajuste de Avaliação Patrimonial – Hedge de Fluxo de Caixa ....................................................................................... − − − 1.393 − 1.393 Total do lucro abrangente do exercício ........................................................................................................................ 3.296.785 266.112 908.269 1.393 1.186.020 5.658.579 Transações com acionistas registradas diretamente no Patrimônio Líquido ................................................................... Juros sobre Capital Próprio (R$73,80 por lote de mil ações) ........................................................................................ − − − − (213.773) (213.773) Dividendos (R$ 114,24 por lote de mil ação) ................................................................................................................ − − − − (394.161) (394.161) Outras mutações no Patrimônio Líquido ......................................................................................................................... Constituição de Reservas ............................................................................................................................................... Reserva Legal .............................................................................................................................................................. − 54.206 − − (54.206) − Retenção de Lucro ....................................................................................................................................................... − 523.880 − − (523.880) −

SALDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2010 .............................................................................................................. 3.296.785 844.198 908.269 1.393 − 5.050.645



DEMONSTRAÇÕES DE RESULTADOSEXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2010 E 2009

(Em milhares de reais, exceto o lucro líquido por lote de mil ações)

DEMONSTRAÇÕES DOS FLUXOS DE CAIXAEXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2010 E 2009


NotaConsolidado IFRS Controladora BRGAAP2010 2009 2010 2009

RECEITA ................................................................................. 22 3.914.669 3.536.487 3.433.470 3.329.142CUSTOS DO SERVIÇO DE ENERGIA ELÉTRICACUSTO COM ENERGIA ELÉTRICA .................................... 23 Encargos de Uso da Rede Básica de Transmissão .................. (250.174) (274.574) (258.404) (274.264) Energia Elétrica Comprada para Revenda .............................. (370.721) (148.724) (370.019) (148.198) (620.895) (423.298) (628.423) (422.462)CUSTO DE OPERAÇÃO Pessoal e Administradores ...................................................... 23a (229.794) (213.906) (211.348) (211.872) Participação dos Empregados ................................................. 23a (75.191) (55.332) (73.133) (55.332) Materiais .................................................................................. (23.387) (21.421) (17.949) (16.363) Matéria-Prima e Insumos para Produção de Energia .............. − (4.070) − (4.070) Serviços de Terceiros .............................................................. 23b (132.466) (102.612) (119.139) (97.880) Depreciação e Amortização..................................................... (373.491) (444.558) (362.916) (386.006) Reversões (Provisões) Operacionais ....................................... 9.070 (1.022) 5.174 (1.703) Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos . (135.470) (140.318) (135.409) (140.318) Custo de Construção ............................................................... (152.248) (89.433) (61.282) − Outros custos de operação ....................................................... 23c (13.546) 20.178 (3.477) 23.368 (1.126.523) (1.052.494) (979.479) (890.176)

CUSTO TOTAL ...................................................................... (1.747.418) (1.475.792) (1.607.902) (1.312.638)

LUCRO BRUTO ..................................................................... 2.167.251 2.060.695 1.825.568 2.016.504DESPESA OPERACIONAL ................................................. 23 Reversões (Despesas) com Vendas ......................................... 2.235 (1.593) 2.343 (1.593) Despesas Gerais e Administrativas ......................................... (146.382) (220.299) (143.506) (219.749) Outras Despesas Operacionais ................................................ (43.782) (25.393) (42.994) (21.573) (187.929) (247.285) (184.157) (242.915)RESULTADO DO SERVIÇO (LUCRO OPERACIONAL ANTES DO RESULTADO DE EQUIVALÊNCIA PATRIMONIAL, RESULTADO FINANCEIRO E IMPOSTOS) ........................ 1.979.322 1.813.410 1.641.411 1.773.589 Resultado de Equivalência Patrimonial .................................. − − 209.492 12.487 Despesa Financeira Líquida ................................................... 24 (512.953) (277.347) (419.211) (256.776)

Lucro antes dos Impostos ....................................................... 1.466.369 1.536.063 1.431.692 1.529.300

Imposto de Renda e Contribuição Social .................................. 9b (453.693) (511.312) (409.645) (507.376)Imposto de Renda e Contribuição Social Diferidos .................. 9b 71.434 78.405 62.063 81.232LUCRO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO .................................. 1.084.110 1.103.156 1.084.110 1.103.156Lucro atribuível aos acionistas controladores da Companhia ... 1.084.110 1.103.156 1.084.110 1.103.156Lucro Básico por ação preferencial e ordinária ................... 0,37425 0,38082Lucro Diluído por ação preferencial e ordinária ................. 0,37425 0,38082


FLUXO DE CAIXA DAS ATIVIDADES OPERACIONAISLucro Líquido do Exercício ....................................................................... 1.084.110 1.103.156 1.084.110 1.103.156Despesas (Receitas) que não afetam o Caixa e Equivalentes de Caixas .... Depreciação e Amortização .................................................................... 374.435 445.491 363.860 386.891 Baixas Líquidas de Imobilizado ............................................................. 60.099 93.339 51.913 93.339 Equivalência Patrimonial ....................................................................... (209.492) (12.487) Juros e Variações Monetárias - Não Circulantes .................................... 77.464 (25.737) 66.440 (38.156) Impostos Federais Diferidos ................................................................... (71.434) (78.405) (62.063) (81.232) Provisões para Perdas Operacionais ....................................................... 2.649 2.337 (3.702) 2.279 Obrigações Pós-Emprego ....................................................................... 23.694 29.677 23.694 29.677 1.545.719 1.569.858 1.314.760 1.483.467(Aumento) Redução de Ativos Consumidores e Revendedores .............................................................. 167.387 (206.955) (25.450) (7.190) Revendedores – suprimento ................................................................... 16.069 (30.952) 16.069 (30.952) Tributos Compensáveis .......................................................................... 42.475 35.864 31.892 68.000 Transporte de Energia ............................................................................. (41.365) (17.541) (41.365) (17.541) Créditos Tributários ................................................................................ Depósito Judiciais .................................................................................. (36.678) (39.713) (35.886) (38.338) Outros ..................................................................................................... 33.082 (86.938) 130.870 (56.825) 180.970 (346.235) 76.130 (82.846)Aumento (Redução) de Passivos Fornecedores .......................................................................................... 28.239 901 31.149 (41.508) Tributos e Contribuição Social ............................................................... (274.126) 147.306 12.253 47.877 Salários e Contribuições Sociais ............................................................ (18.554) 11.400 (20.241) 9.672 Encargos Regulatórios ............................................................................ 52.699 (49.914) 50.059 (54.110) Empréstimos e Financiamentos .............................................................. 228.790 54.623 157.662 31.077 Obrigações Pós-Emprego ....................................................................... (23.310) (25.952) (23.310) (25.952) Perdas com Instrumentos Financeiros .................................................... (3.149) (11.550) - (14.699) Outros ..................................................................................................... 58.816 199.735 19.891 214.100 49.405 326.549 227.463 166.457 CAIXA LÍQUIDO PROVENIENTE DAS ATIVIDADES OPERACIONAIS ................................................................................. 1.776.094 1.550.172 1.618.353 1.567.078

FLUXO DE CAIXA DAS ATIVIDADES DE FINANCIAMENTO ..... Financiamentos Obtidos ......................................................................... 4.392.503 4.643.940 2.756.811 3.495.899 Pagamentos de Empréstimos e Financiamentos ..................................... (3.882.281) (594.443) (2.979.668) (573.080) Juros sobre Capital Próprio e Dividendos .............................................. (1.478.169) (849.696) (1.478.169) (849.696) CAIXA LÍQUIDO PROVENIENTE DAS ATIVIDADES DE FINANCIAMENTO ...................................................................... (967.947) 3.199.801 (1.701.026) 2.073.123

FLUXOS DE CAIXA DAS ATIVIDADES DE INVESTIMENTO Em Investimentos ................................................................................... (1.577) − (929.677) (1.527.811) No Imobilizado ....................................................................................... (537.802) (595.889) (86.166) (130.127) No Intangível .......................................................................................... − (453.924) − − No Ativo Financeiro ............................................................................... (1.231.389) (1.518.543) (14.470) − Títulos e Valores Mobiliários ................................................................. (319.277) − (319.277) − CAIXA LÍQUIDO USADO NAS ATIVIDADES DE INVESTIMENTO ................................................................................ (2.090.045) (2.568.356) (1.364.060) (1.657.938)

VARIAÇÃO LÍQUIDA DE CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXA .... (1.281.898) 2.181.617 (1.432.263) 1.982.263

DEMONSTRAÇÃO DA VARIAÇÃO DE CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXA ............................................................. No início do exercício ............................................................................ 3.043.715 862.098 2.834.476 852.213 No fi m do exercício ................................................................................ 1.761.817 3.043.715 1.402.213 2.834.476 (1.281.898) 2.181.617 (1.432.263) 1.982.263 PAGAMENTOS EFETUADOS NO EXERCÍCIO Juros sobre Empréstimos e Financiamentos ........................................... 448.654 320.010 363.298 311.274


DEMONSTRAÇÕES DO VALOR ADICIONADOEXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2010 E 2009 (Em milhares de reais)

NotaConsolidado IFRS Controladora BRGAAP2010 2009 2010 2009

LUCRO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO .................................. 1.084.110 1.103.156 1.084.110 1.103.156

OUTROS COMPONENTES DO RESULTADO ABRANGENTEAjuste de Avaliação Patrimonial - Hedge de Fluxo de Caixa ... (1.393) − − −

LUCRO ABRANGENTE DO EXERCÍCIO ........................ 1.082.717 1.103.156 1.084.110 1.103.156Lucro atribuível aos acionistas da Companhia ......................... 1.082.717 1.103.156 1.084.110 1.103.156


DEMONSTRAÇÕES DO VALOR ADICIONADO - EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2010 E 2009 (Em milhares de reais)


RECEITAS Venda de Energia e Serviços ..................................................................................................................................... 4.941.078 4.435.177 4.427.084 4.222.254 Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa ......................................................................................................... 2.343 (1.593) 2.343 (1.593) 4.943.421 4.433.584 4.429.427 4.220.661 INSUMOS ADQUIRIDOS DE TERCEIROS Energia Elétrica Comprada para Revenda ................................................................................................................ (370.721) (148.724) (370.019) (148.198) Encargos de Uso da Rede Básica da Transmissão .................................................................................................... (250.174) (274.574) (258.404) (274.264) Serviços de Terceiros ................................................................................................................................................ (149.097) (150.643) (133.668) (143.883) Materiais ................................................................................................................................................................... (24.133) (21.484) (18.681) (16.813) Matéria Prima ........................................................................................................................................................... − (4.070) − (4.070) Outros Custos Operacionais ....................................................................................................................................... (185.010) (112.524) (90.708) (19.876) (979.135) (712.018) (871.479) (607.104) VALOR ADICIONADO BRUTO ............................................................................................................................ 3.964.285 3.721.566 3.557.947 3.613.557 RETENÇÕES Depreciação e Amortização ........................................................................................................................................ (374.435) (445.491) (363.860) (386.891) VALOR ADICIONADO LÍQUIDO ........................................................................................................................ 3.589.850 3.276.075 3.194.087 3.226.666 VALOR ADICIONADO RECEBIDO EM TRANSFERÊNCIA Resultado de Equivalência Patrimonial .................................................................................................................... − − 209.492 12.487 Receitas Financeiras ................................................................................................................................................. 300.079 224.339 270.384 214.409 300.079 224.339 479.877 226.896 VALOR ADICIONADO A DISTRIBUIR .............................................................................................................. 3.889.929 3.500.414 3.673.964 3.453.562 DISTRIBUIÇÃO DO VALOR ADICIONADO ..................................................................................................... % % % % Empregados ............................................................................................................................................................. 369.073 9,49 357.875 10,22 350.120 9,53 355.431 10,29 Remuneração direta ................................................................................................................................................ 262.210 6,74 224.693 6,42 245.849 6,69 222.721 6,45 Benefícios ............................................................................................................................................................... 76.747 1,97 72.040 2,06 75.198 2,05 71.735 2,08 FGTS ....................................................................................................................................................................... 14.289 0,37 20.043 0,57 13.246 0,36 19.876 0,58 Outras ........................................................................................................................................................................ 15.827 0,41 41.099 1,17 15.827 0,43 41.099 1,19 Impostos, Taxas e Contribuições ............................................................................................................................. 1.609.194 41,37 1.530.049 43,71 1.536.112 41,81 1.516.425 43,91 Federais ..................................................................................................................................................................... 1.231.452 31,66 1.205.466 34,44 1.165.591 31,73 1.194.115 34,58 Estaduais ................................................................................................................................................................... 371.423 9,55 322.769 9,22 368.707 10,04 320.889 9,29 Municipais ................................................................................................................................................................ 6.319 0,16 1.814 0,05 1.814 0,05 1.421 0,04 Remuneração de Capitais de Terceiros .................................................................................................................. 827.552 21,27 509.334 14,55 703.622 19,15 478.550 13,86 Juros ........................................................................................................................................................................ 811.675 20,87 501.312 14,32 689.284 18,76 470.820 13,63 Aluguéis .................................................................................................................................................................. 15.877 0,41 8.022 0,23 14.338 0,39 7.730 0,22 Remuneração de Capitais Próprios ........................................................................................................................ 1.084.110 27,87 1.103.156 31,52 1.084.110 29,51 1.103.156 31,94 Juros sobre Capital Próprio ....................................................................................................................................... 213.773 5,50 213.217 6,09 213.773 5,82 213.217 6,17 Dividendos 394.161 10,13 1.014.491 28,98 394.161 10,73 1.014.491 29,38 Lucros Retidos .......................................................................................................................................................... 476.176 12,24 (124.552) (3,55) 476.176 12,96 (124.552) (3,61) 3.889.929 100 3.500.414 100 3.673.964 100 3.453.562 100


NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEISEXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2010 E 2009 e BALANÇO DE ABERTURA EM 1º DE JANEIRO DE 2009 (Em milhares de reais, exceto se indicado de outra forma)

1 . CONTEXTO OPERACIONAL

A Cemig Geração e Transmissão S.A. (“Companhia” ou “Cemig Geração e Trans-missão”) é uma Sociedade Anônima de Capital Aberto, subsidiária integral da Compa-nhia Energética de Minas Gerais –CEMIG (“CEMIG”), constituída em 8 de setembro de 2004 e com início das suas operações a partir de 1º de janeiro de 2005, como resul-tado do processo de desmembramento das atividades da CEMIG. Suas ações não são negociadas em bolsa de valores.

A Companhia tem por objeto social: (i) estudar, planejar, projetar, construir, operar e explorar Sistemas de Geração, Transmissão e Comercialização de energia elétrica e serviços correlatos que lhe tenham sido, ou venham a ser, concedidos, por qualquer título de direito ou a Empresas das quais mantenha o controle acionário; (ii) desen-volver atividades nos diferentes campos de energia, em qualquer de suas fontes, com vistas à exploração econômica e comercial; (iii) prestar serviço de consultoria, dentro de sua área de atuação, a Empresas no brasil e no exterior e (iv) exercer atividades direta ou indiretamente relacionadas ao seu objeto social.

A Companhia possui 48 Usinas, sendo 43 Usinas Hidrelétricas, 4 Eólicas e 1 Termelé-trica e Linhas de Transmissão pertencentes, na maior parte, à Rede Básica do Sistema Brasileiro de Geração e Transmissão.

A Companhia possui participação societária nas seguintes Controladas:

Hidrelétrica Cachoeirão S.A. (Controlada em conjunto – participação de 49,00%) – Produção e comercialização de energia elétrica em regime de produção indepen-dente, por meio da Usina Hidrelétrica Cachoeirão, localizada em Pocrane, no Estado de Minas Gerais. A Usina iniciou operações em 2009;

Central Eólica Praias de Parajuru S.A. (Controlada em conjunto – participação de 49,00%) – Produção e comercialização de energia elétrica por meio de Usina Eólica, localizada no município de Beberibe, no Estado do Ceará. A Usina iniciou operações em agosto de 2009;

Baguari Energia S.A. (“Baguari Energia”) (Controlada em aconjunto) - Implantação, operação, manutenção e exploração comercial da Usina Hidrelétrica Baguari, por meio de sua participação no Consórcio UHE Baguari (Baguari Energia – 49,00% e Neoenergia – 51,00%), localizada no Rio Doce, em Governador Valadares, Estado de Minas Gerais. A Usina iniciou as operações de suas unidades entre o período de setembro de 2009 e maio de 2010;

Transmissora Aliança de Energia Elétrica S.A. (“TAESA”) (anteriormente, denominada Terna Participações S.A., Controlada em conjunto)– Construção, implantação, operação e manutenção das instalações de transmissão de energia elétrica em 11 Estados do País e participação a seguinte sociedade por ela controlada de trans-missão: ETAU – Empresa de Transmissão do Alto Uruguai S.A.; Brasnorte Trans-missora de Energia S.A.

Central Eólica Praias do Morgado S.A. (“Central Eólica Praias do Morgado”) (Controlada em conjunto) – Produção e comercialização de energia elétrica por meio de Usina Eólica, localizada no município de Acaraú, no Estado do Ceará. A Usina iniciou operação em maio de 2010;

Central Eólica Volta do Rio S.A. (“Central Eólica Volta do Rio”) (Controlada em conjunto) – Produção e comercialização de energia elétrica por meio da Usina Eólica localizada no município de Acaraú, no Estado do Ceará. A Usina iniciou operação em setembro de 2010.

Hidrelétrica Pipoca S.A. (“Hidrelétrica Pipoca”) (controlada em conjunto) - Produção independente de Energia Elétrica, mediante a implantação e exploração do poten-cial hidráulico denominado PCH Pipoca, localizada no rio Manhuaçu, municípios de Caratinga e Ipanema, Estado de Minas Gerais. A hidrelétrica iniciou operação em outubro de 2010;

Controladas em fase pré-operacional:

Guanhães Energia S.A. (“Guanhães Energia “) (Controlada em conjunto) – Produção e comercialização de energia elétrica por meio da implantação e exploração das Pequenas Centrais Hidrelétricas Dores de Guanhães; Senhora do Porto; e Jacaré, localizadas no Município de Dores de Guanhães; e Fortuna II, localizada no Muni-cípio de Virginópolis. Todas no Estado de Minas Gerais. As usinas têm previsão de início de operação em agosto de 2011.

Cemig Baguari Energia S.A. (“Cemig Baguari Energia “) (Controlada) – Produção e a comercialização de energia elétrica em Regime de produção independente em futuros Empreendimentos;

Madeira Energia S.A. (“Madeira Energia”) (Controlada em conjunto) – Implemen- tação, construção, operação e exploração da Usina Hidrelétrica de Santo Antônio por meio da seguinte Sociedade, por ela, controlada: Santo Antônio Energia S.A., localizada na bacia hidrográfi ca do Rio Madeira, no Estado de Rondônia, e previsão de início de operação comercial em 2012;

Lightger (“Light Ger”) (controlada em conjunto) - Produção independente de Energia Elétrica , mediante a implantação e exploração do potencial hidráulico denominado PCH Paracambi, localizada no rio Ribeirão das Lages município de Paracambi, Estado do Rio de Janeiro. Previsão de entrada em operação da primeira máquina em outubro de 2011.

Empresa Brasileira de Transmissão de Energia S.A. (“EBTE”) (Controlada em conjunto) – Concessionária de serviço público de transmissão de energia elétrica, por meio das linhas de transmissão no Estado de Mato Grosso. Previsão de entrada em operação em abril de 2011;

2 . BASE DE PREPARAÇÃO

2.1) Apresentação das Demonstrações fi nanceiras

As Demonstrações Contábeis foram elaboradas e preparadas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil (“BRGAAP”), compreendendo: a Lei das Sociedades por Ações, que incorporam os dispositivos das Leis 11.638/07 e 11.941/09; os pronunciamentos, as orientações e as interpretações emitidas pelo Comitê de Pronun-ciamentos Contábeis – (“CPC”); normas da Comissão de Valores Mobiliários – (“CVM”).

As Demonstrações Contábeis consolidadas foram elaboradas em conformidade as Normas Internacionais de Relatório Financeiro (“IFRS”) emitidas pelo International Accounting Standards Board (IASB) e também de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil. Essas são as primeiras demonstrações consolidadas preparadas conforme as IFRS nas quais o CPC 37 (“Adoção Inicial das Normas Internacionais de Contabilidade”) foi aplicado.

As Demonstrações Contábeis individuais da controladora foram elaboradas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil. Essas práticas diferem das IFRS aplicáveis para demonstrações fi nanceiras separadas em função da avaliação dos investimentos em controladas e controladas em conjunto pelo método de equivalência patrimonial conforme práticas contábeis adotadas no Brasil, enquanto para fi ns de IFRS seria pelo custo ou valor justo.

Contudo, não há diferença entre o Patrimônio Líquido e o resultado consolidado apre-sentado de forma consolidada e o Patrimônio Líquido e resultado da controladora em suas demonstrações fi nanceiras individuais. Assim sendo, as demonstrações fi nanceiras consolidadas da Companhia e as Demonstrações Contábeis individuais da controladora estão sendo apresentadas lado-a-lado em um único conjunto de demonstrações fi nan-ceiras.

Os impactos decorrentes da adoção das novas normas de contabilidade brasileiras e das IFRS estão descritos em maiores detalhes no item 2.2 desta Nota.

Em 28 de março de 2011 a Diretoria Executiva da Companhia autorizou a conclusão das demonstrações contábeis referentes ao exercício fi ndo em 31 de dezembro de 2010 e o consequente envio ao Conselho de Administração para aprovação.

2.2) Bases de mensuração

As Demonstrações Contábeis individuais e consolidadas foram preparadas com base no custo histórico com exceção dos seguintes itens materiais reconhecidos nos balanços patrimoniais:

os instrumentos fi nanceiros derivativos mensurados pelo valor justo;

os instrumentos fi nanceiros mensurados pelo valor justo por meio do resultado;

os ativos fi nanceiros disponíveis para venda mensurados pelo valor justo;

2.3) Moeda funcional e moeda de apresentação

Essas Demonstrações Contábeis são apresentadas em Real, que é a moeda funcional da Companhia. Todas as informações fi nanceiras apresentadas em milhares de Reais, exceto quando indicado de outra forma.

2.4) Uso de estimativas e julgamentos

A preparação das demonstrações de acordo com as normas IFRS e as normas do CPC exige que a Administração faça julgamentos, estimativas e premissas que afetam a aplicação de políticas contábeis e os valores reportados de ativos, passivos, receitas e despesas. Os resultados reais podem divergir dessas estimativas.

Estimativas e premissas são revistas de uma maneira contínua. Revisões com relação a estimativas contábeis são reconhecidas no período em que as estimativas são revisadas e em quaisquer períodos futuros afetados.

As principais estimativas relacionadas às Demonstrações Contábeis referem-se ao registro dos efeitos decorrentes de Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa, Créditos Tributários, Obrigações Pós-Emprego, Depreciação, Provisões para Contin-gências e Fornecimento não Faturado de Energia Elétrica.

2.5) Isenções

A Companhia optou por aplicar as seguintes isenções com relação à aplicação retros-pectiva:

Interpretação Técnica ICPC 01 (IFRIC 12) – A Companhia considerou impraticável a aplicação retroativa da interpretação em função do volume e idade dos seus ativos de distribuição na Cemig D e Light SESA e de transmissão da Cemig GT, denomi-nados concessões antigas. Dessa forma, foram utilizados os saldos contábeis desses ativos na data de transição.

Avaliação do valor justo dos ativos de geração – ICPC 10 - A Interpretação incentiva fortemente que na adoção inicial do Pronunciamento CPC 27 (IAS 16) seja estabele-cido um valor justo daqueles bens ou conjuntos de bens de valores relevantes ainda em operação e que apresentem valor contábil substancialmente inferior ou superior ao seu valor justo. A Companhia fez uma avaliação a valor justo dos seus ativos de geração mais antigos, pertencentes a Cemig GT, Rosal, Sá Carvalho, Light e Cemig PCH. Para os demais ativos, a Companhia entende que o custo histórico deduzido da melhor estimativa de depreciação e de provisão para redução ao valor recuperável é a prática que melhor representa seus ativos imobilizados;

Isenção de combinação de negócios – CPC 15 – A Companhia não aplicou retroativamente o CPC 15 para as combinações de negócios que ocorreram em data anterior a data de transição.

2.6) Harmonização das normas contábeis brasileiras às IFRS

A Lei nº 11.638/07, alterou, revogou e introduziu novos dispositivos à Lei das Socie-dades por Ações, no capítulo relativo à divulgação e preparação de Demonstrações fi nanceiras, que vieram a modifi car, entre outros aspectos, o critério de reconhecimento e valorização de ativos e passivos.

Parte das mudanças de práticas contábeis está em vigor desde 1º de janeiro de 2008 e tiveram como objetivo aumentar a transparência das Demonstrações fi nanceiras das companhias brasileiras e a eliminação de algumas barreiras regulatórias que difi cul-tavam o processo de harmonização dessas Demonstrações às IFRS.

Em continuidade ao processo de harmonização das normas contábeis brasileiras aos IFRS, iniciado em 2008, o CPC emitiu diversos pronunciamentos no exercício de 2009, com aplicação obrigatória para os exercícios sociais iniciados a partir de 1º de janeiro de 2010, retroativas a 2009 para fi ns de comparabilidade, aprovados também pela CVM, alterando determinadas práticas contábeis adotadas pela Companhia até o exercício anterior.

A Companhia optou por elaborar o Balanço Patrimonial de transição em 01 de janeiro de 2009 (31 de dezembro de 2008) como o ponto inicial de atendimento aos requerimentos dos novos Pronunciamentos. As modifi cações introduzidas pela referida legislação se caracterizam como mudança de prática contábil, e todos os ajustes com impacto nos resultados anteriores aos exercícios apresentados foram efetuados contra a rubrica de Lucros Acumulados.

Para fi ns de divulgação das Demonstrações fi nanceiras comparativas a Companhia seguiu a Deliberação CVM 506 de 19 de junho de 2006, considerando os efeitos retros-pectivos das modifi cações da referida legislação e, consequentemente, reapresentando as Demonstrações fi nanceiras de 2009.

2.7) Principais impactos e alterações nas Demonstrações fi nanceiras em função da adoção dos novos Pronunciamentos emitidos pelo CPC e normas IFRS

Os principais efeitos nas Demonstrações Contábeis da Companhia em função da adoção em 2010 dos pronunciamentos contábeis emitidos pelo Comitê de Pronunciamentos Contábeis de nºs 15 a 43, das Interpretações Técnicas de nºs 1 a 16 e das orientações técnicas de nº de 3 a 5 além das normas IFRS estão descritos a seguir:

a) Interpretação Técnica ICPC.01 (IFRIC 12) e Orientação OCPC.05 – Contratos de Concessão

Esta Interpretação especifi ca condições a serem atendidas em conjunto para que as concessões públicas estejam inseridas em seu alcance:

o concedente controla ou regulamenta quais serviços o concessionário deve prestar com a infraestrutura, a quem os serviços devem ser prestados e o seu preço;

o concedente controla, por meio de titularidade, usufruto ou de outra forma qualquer, participação residual signifi cativa na infraestrutura no fi nal do prazo da concessão.

Quando da análise dos contratos de concessão da Companhia, constatou-se que as condições acima mencionadas se aplicam para os contratos de transmissão de energia e de geração eólica, não se aplicando aos contratos de geração hidráulica e térmica.

De acordo com a Interpretação, quando um concessionário é remunerado pelos usuários dos serviços públicos, em decorrência da obtenção do direito de cobrá-los a um deter-minado preço e período pactuado com o Poder Concedente, o valor despendido pelo concessionário na aquisição desse direito é reconhecido no Ativo Intangível.

Por outro lado, quando o responsável pela remuneração dos investimentos feitos pelo concessionário for o Poder Concedente e o contrato estabelecer que há o direito contra-tual incondicional de receber caixa ou outro Ativo Financeiro, independentemente do uso efetivo da infraestrutura (demanda) ao longo do prazo de concessão, é necessário o reconhecimento do Ativo Financeiro.

Considerando as características das concessões de distribuição da Companhia, foi utili-zado na adoção inicial o modelo bifurcado, com o desmembramento da infraestrutura de concessão entre Ativo Intangível e Ativo Financeiro.

Aplicação na atividade de transmissão:

Na atividade de transmissão a infraestrutura recebida ou construída é recuperada por meio de dois fl uxos de caixa: (a) parte a ser recebida diretamente dos usuários delegados pelo poder concedente (geradoras, distribuidoras, consumidores livres, exportadores e importadores) por meio do faturamento mensal da receita anual permitida (RAP) durante o prazo de concessão; e (b) parte como indenização (para os casos que existe o direito contratual) dos bens reversíveis no fi nal do prazo da concessão, a ser recebida diretamente do poder concedente ou para quem ele delegar essa tarefa.

Tendo em vista que não existe risco de demanda na atividade de transmissão, a receita decorre apenas da disponibilização da rede, sendo que para a infraestrutura não utilizada até o fi nal da concessão existe um direito incondicional de receber caixa ou outro ativo fi nanceiro diretamente do poder concedente, a infraestrutura utilizada na concessão foi integralmente registrada como um Ativo Financeiro.

Os critérios de aplicação da ICPC 01 na atividade de transmissão para as concessões antigas, referentes aos ativos da Cemig GT, e para as concessões de transmissão novas, referentes aos ativos das demais empresas controladas em conjunto, são como segue:

Concessões de transmissão novas:

Para as novas concessões de transmissão, os cálculos foram feitos de forma retroativa ao início de vigência do contrato de concessão, sendo os custos relacionados à construção da infraestrutura registrados no resultado quando da sua apuração e registrando-se uma receita de construção a valor justo, que inclui, para alguns contratos, margem de lucro.

Deve ser ressaltado que o registro no resultado dos custos de infraestrutura somente ocorreu para os ativos que serão utilizados durante a concessão. A parcela dos ativos que não será utilizada durante a concessão foi registrada como um ativo fi nanceiro, pois existe um direito incondicional de receber caixa ou outro ativo fi nanceiro diretamente do poder concedente ao fi nal da vigência do contrato.

Também para as novas concessões foi registrada no ativo, durante o período da cons-trução, a receita de transmissão a ser recebida durante todo o período da concessão, ajustada pelo valor justo.

Após a adoção inicial, os ativos fi nanceiros das concessões novas passaram a gerar uma receita fi nanceira pela atualização da receita registrada com base na taxa efetiva de retorno.

Os impactos no Patrimônio Líquido em função da adoção do ICPC 01 para as novas concessões de transmissão estão demonstrados nesta Nota Explicativa.

Concessões de transmissão antigas:

Para as concessões de transmissão antigas, a Companhia considera que em função do volume e idade dos ativos, não haveria condições de aplicar a ICPC.01 de forma retroa-tiva. Dessa forma, com base na aprovação do seu Conselho de Administração em 28 de março de 2011, foram utilizados na adoção os saldos contábeis dos ativos.

Os ativos, anteriormente registrados no Imobilizado, foram integralmente alocados como um ativo fi nanceiro.

Os impactos no patrimônio líquido em função da adoção do ICPC.01 para as novas concessões de transmissão estão demonstrados nesta Nota Explicativa, sendo que para as concessões de transmissão antigas não ocorreu impacto, tendo em vista que foram utilizados na adoção os saldos contábeis originalmente registrados.

Aplicação na atividade de geração eólica:

A interpretação técnica ICPC.01 (IFRIC 12) é aplicável para a atividade de geração eólica em função da infraestrutura ser utilizada durante a concessão, ou seja, os ativos são, em sua maior parte, integralmente depreciados durante o período de vigência da concessão.

Adicionalmente, o preço de venda da energia é defi nido em conformidade ao Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA, ou seja, a venda da energia proveniente das usinas eólicas não é realizada em mercado de livre nego-ciação.

Dessa forma, os saldos dos ativos, anteriormente registrados no ativo imobilizado, foram transferidos para o ativo intangível.

Os cálculos foram feitos de forma retroativa ao início de vigência do contrato de concessão, sendo os custos relacionados à construção da infraestrutura registrados no resultado quando da sua apuração e registrando-se uma receita de construção a valor presente que inclui os impostos incidentes sobre a receita e margem de lucro.

b) Pronunciamento CPC. 27 (IAS 16) e Interpretação Técnica ICPC.10 – Ativo Imobilizado

A Companhia fez uma avaliação do valor justo dos seus ativos de geração mais antigos registrados nas controladas e controladas em conjunto Cemig GT, Sá Carvalho, Rosal, Horizontes, Light e Cemig PCH, sendo contratada empresa especializada para avaliação dos ativos de geração e Light Energia e a defi nição do seu valor justo pelo custo de repo-sição. Não foi alterada a vida útil dos ativos, tendo em vista que a Companhia adotou aquelas estimadas e defi nidas pela ANEEL.

Para os demais ativos de geração, a Companhia entende que os valores contábeis refl etem basicamente o seu valor justo, não sendo feita nova avaliação dos ativos.

A nova avaliação dos ativos de geração implicou em um aumento no valor desses ativos, com o registro em conta específi ca do Patrimônio Líquido de cada uma das controladas em conta denominada “Ajustes de avaliação patrimonial”, com o ajuste também refl exo no Patrimônio líquido da Companhia.


c) Orientação OCPC.05 – Contratos de Concessão - Outorgas onerosas

Na obtenção das concessões para construção de alguns empreendimentos de geração de energia, a Companhia se comprometeu a efetuar pagamentos ao Poder Concedente, ao longo do prazo de vigência do contrato, como compensação pela exploração.

As concessões a serem pagas ao Poder Concedente preveem parcelas mensais com diferentes valores ao longo do tempo. Para fi ns contábeis e de reconhecimento de custos, entretanto, a Companhia reconhecia as despesas incorridas de forma linear, tendo como base o valor nominal corrigido.

Entretanto, a partir do exercício de 2010, a Companhia alterou, de forma retroativa, a prática contábil para registro dessas outorgas onerosas, por entender que representam um ativo intangível relacionado ao direito de exploração, sendo registradas a partir da assina-tura dos contratos pelo valor presente da obrigação de pagamento.

O Ativo Intangível é amortizado a partir da entrada em operação da usina, sendo que a obrigação registrada a valor presente no passivo também é atualizada mensalmente com base nas premissas fi nanceiras que foram utilizadas para registro inicial dessa obrigação.

d) Pronunciamento CPC.20 (IAS 23) - Encargos Capitalizados

Em função do pronunciamento mencionado, foram alterados os critérios para capitalização dos custos de empréstimos que são atribu-íveis à aquisição, construção ou produção de um ativo, sendo estabelecida uma taxa média ponderada para a capitalização dos custos dos empréstimos que estão em vigência e que não estão vinculados diretamente a obras específi cas.

Esse procedimento implica na transferência de custos para as obras em montantes superiores aos apurados de acordo com a prática contábil anterior, quando eram transferidos apenas os custos dos empréstimos e fi nanciamentos que eram diretamente vinculados às obras, e os custos dos demais empréstimos e fi nanciamentos eram integralmente registrados no resultado.

e) Pronunciamento CPC.27 (IAS 16) e ICPC.01 (IFRIC 12) – Rateio da Taxa de Administração

Até o exercício de 2009 a legislação do setor elétrico determinava que poderia ser apropriado mensalmente ao custo do imobilizado em curso até 8% dos gastos diretos de pessoal e serviços de terceiros, na proporção dos investimentos realizados, através de critério de rateio.


f) Pronunciamento CPC.33 (IAS 19) - Obrigações Pós-Emprego

A Companhia registra, desde o exercício de 2000, os custos, as contribuições e o passivo atuarial relacionados à suplementação de aposentadoria e os outros benefícios pós-emprego.

Apesar do Pronunciamento CPC.33 não apresentar alterações signifi cativas no cálculo atuarial das obrigações pós-emprego em relação aos critérios anteriores, determina que na adoção do Pronunciamento sejam registradas as perdas atuariais acumuladas de períodos anteriores no saldo de abertura de 1º de janeiro de 2009 ainda não reconhecidos e que se encontravam somente divulgadas em nota explicativa.

Dessa forma, a Companhia registrou uma obrigação adicional no valor de R$147.646 em contrapartida ao Patrimônio Líquido, referente as perdas atuariais ainda não reconhecidas em 01 de janeiro de 2009.

Adicionalmente, e exclusivamente para as obrigações pós-emprego com aposentadoria, tendo em vista que a Companhia tem uma dívida pactuada com o Fundo de Pensão para a amortização de obrigações atuariais e que essa dívida é superior a obrigação defi nida pelo atuário em conformidade ao CPC.33, foi feito um registro adicional no passivo para que a obrigação registrada refl ita exatamente a obrigação com o fundo de pensão, no montante de R$111.550, conforme maiores detalhes na nota explicativa nº 19.

Dessa forma, tendo em vista que para as obrigações pós-emprego com aposentadoria o valor registrado no passivo corresponde à dívida, a atualização monetária e os juros incidentes sobre essa dívida estão registrados na despesa fi nanceira. Para as demais obrigações pós-emprego com plano de saúde, odontológico e seguro de vida, as despesas são registradas como operacionais.

g) Ativos e passivos regulatórios – Estrutura Conceitual

A defi nição se os ativos e passivos regulatórios estariam dentro da estrutura conceitual das normas internacionais vem sendo discutida pelo Comitê de Pronunciamentos Contábeis Internacionais – IASB desde 2005, através de consecutivas reuniões do IFRIC (Comitê de Interpretações de Normas Contábeis).

Em função destas discussões, uma minuta de pronunciamento relacionada aos procedimentos a serem adotados para o registro de ativos e passivos regulatórios nas empresas reguladas foi emitido pelo IASB em 2009 para análise e recebimento de contribuições. Em 2010, devido ao número expressivo de contribuições recebidas, o IASB decidiu postergar a conclusão do projeto para o último trimestre de 2011.


Dessa forma, a Companhia realizou a baixa dos ativos e passivos regulatórios de suas Demonstrações Contábeis, estando apresentados na nota explicativa nº 29 os principais saldos dos itens regulatórios que não foram registrados nas Demonstrações Contábeis da Compa-nhia.

h) Pronunciamento CPC 32 (IAS 12) – Impostos incidentes sobre os ajustes de adoção das novas normas contábeis

Em decorrência dos ajustes mencionados anteriormente nesta nota relacionados à adoção das novas normas contábeis, a Companhia efetuou o registro dos impostos incidentes sobre esses ajustes conforme demonstrado a seguir na conciliação dos balanços patrimoniais e na demonstração de resultado.



A composição dos efeitos no Patrimônio Líquido estão demonstrados no item 2.8 desta nota.

ATIVO Item



01/01/2009 IFRS

01/01/2009 GAAP


CIRCULANTE Caixa e Equivalentes de Caixas ............... 05 862.098 − 862.098 852.213 − 852.213 Consumidores e Revendedores ................ 06 357.733 − 357.733 356.959 − 356.959 Concessionários - Transporte de Energia . 50.186 − 50.186 50.186 − 50.186 Ativo Financeiro da Concessão ................ − 39.938 39.938 − 39.938 39.938 Tributos Compensáveis ........................... 07 106.932 − 106.932 106.046 − 106.046 Imposto de Renda e Contribuição Social a Compensar ........................................... 167.181 − 167.181 167.138 − 167.138 Revendedores - Transações com Energia Livre ...................................................... 15.076 − 15.076 15.076 − 15.076 Imposto de Renda e Contribuição Social Diferidos ................................................ 21.118 (21.118) − 21.118 (21.118) − Estoques ................................................... 4.024 − 4.024 4.024 − 4.024 Outros Créditos ........................................ 63.268 − 63.268 58.814 − 58.814 TOTAL DO CIRCULANTE .................. 1.647.616 18.820 1.666.436 1.631.574 18.820 1.650.394

NÃO CIRCULANTE Imposto de Renda e Contribuição Social Diferidos ................................................. 08 83.347 109.041 192.388 83.347 109.041 192.388 Revendedores - Transações com Energia Livre ........................................ 4.107 (4.107) − 4.107 (4.107) −Tributos Compensáveis ............................... 07 18.158 − 18.158 18.158 − 18.158Depósitos Vinculados a Litígios .................. 09 49.532 − 49.532 49.532 − 49.532Crédito com Pessoas Ligadas ....................... 9.853 − 9.853 9.853 − 9.853Outros Créditos ............................................ 14.999 − 14.999 11.995 − 11.995 179.996 104.934 284.930 176.992 104.934 281.926

Ativo Financeiro da Concessão ................. 10 − 695.006 695.006 − 691.496 691.496Investimentos .............................................. 11 13.476 − 13.476 191.367 − 191.367Imobilizado ................................................. 12 5.807.190 1.046.973 6.854.163 5.573.135 1.050.483 6.623.618Intangível .................................................... 13 24.781 22.140 46.921 24.669 10.573 35.242TOTAL DO NÃO CIRCULANTE ........... 6.025.443 1.869.053 7.894.496 5.966.163 1.857.486 7.823.649TOTAL DO ATIVO .................................... 7.673.059 1.887.873 9.560.932 7.597.737 1.876.306 9.474.043

PASSIVO Item


01/01/2009 GAAP


IFRS

01/01/2009 GAAP


CIRCULANTE Fornecedores ............................................ 15 146.652 − 146.652 125.486 − 125.486 Encargos Regulatórios .............................. 18 94.363 − 94.363 94.363 − 94.363 Participações nos Lucros .......................... 26.737 − 26.737 26.737 − 26.737 Impostos, Taxas e Contribuições ............. 16 78.623 (15.854) 62.769 78.339 (15.854) 62.485 Imposto de Renda e Contribuição Social Diferidos ........................................ 76 − 76 − − − Juros Sobre Capita Próprio e Dividendos a Pagar .................................................... 25 539.042 − 539.042 539.042 − 539.042 Empréstimos e Financiamentos ................ 17 372.693 − 372.693 370.492 − 370.492 Debêntures ................................................ 17 362.606 − 362.606 362.606 − 362.606 Salários e Contribuições Sociais .............. 64.500 − 64.500 64.433 − 64.433 Obrigações Pós-emprego ......................... 19 17.970 − 17.970 17.970 − 17.970 Dívidas com Pessoas Ligadas .................. 3.908 − 3.908 3.908 − 3.908 Provisão para Perdas em Instrumentos Financeiros ............................................. 14.699 − 14.699 14.699 − 14.699 Outras Obrigações .................................... 69.036 (7.662) 61.374 55.144 (7.662) 47.482 TOTAL DO CIRCULANTE .................. 1.790.904 (23.516) 1.767.388 1.753.219 (23.516) 1.729.703

NÃO CIRCULANTE Encargos Regulatórios .............................. 18 4.352 − 4.352 4.352 − 4.352 Empréstimos e Financiamentos ................ 17 1.733.860 − 1.733.860 1.703.205 − 1.703.205 Debêntures ................................................ 17 271.752 − 271.752 271.752 − 271.752 Impostos, Taxas e Contribuições .............. 16 17.968 − 17.968 17.968 − 17.968 Imposto de Renda e Contribuição Social Diferidos ................................................. 64.542 647.113 711.655 64.542 647.113 711.655 Provisões para Contingências .................. 20 7.322 − 7.322 7.322 − 7.322 Obrigações Pós-emprego .......................... 19 260.618 147.646 408.264 260.618 147.646 408.264 Concessões a Pagar .................................. − 69.186 69.186 − 57.619 57.619 Outras Obrigações .................................... 40.602 − 40.602 33.620 − 33.620 TOTAL DO NÃO CIRCULANTE ........ 2.401.016 863.945 3.264.961 2.363.379 852.378 3.215.757

TOTAL DO PASSIVO ............................... 4.191.920 840.429 5.032.349 4.116.598 828.862 4.945.460

PATRIMÔNIO LÍQUIDO ATRIBUÍDO AOS CONTROLADORES ...................... 21 Capital Social ........................................... 2.896.785 − 2.896.785 2.896.785 − 2.896.785 Reservas de Lucros ................................... 584.354 − 584.354 584.354 − 584.354 Reserva de Ajustes de Avaliação Patrimonial ............................................. − 1.169.809 1.169.809 − 1.169.809 1.169.809 Lucro (Prejuízo ) Acumulados ................. − (122.365) (122.365) − (122.365) (122.365) TOTAL DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO .. 3.481.139 1.047.444 4.528.583 3.481.139 1.047.444 4.528.583TOTAL DO PASSIVO E DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO ....................... 7.673.059 1.887.873 9.560.932 7.597.737 1.876.306 9.474.043

ATIVO Item


31/12/2009GAAP


IFRS

31/12/2009GAAP


CIRCULANTE Caixa e Equivalentes de Caixas .............. 05 3.043.715 − 3.043.715 2.834.476 − 2.834.476 Consumidores e Revendedores ............... 06 393.275 171.413 564.688 364.149 − 364.149 Concessionários - Transporte de Energia . 67.727 − 67.727 67.727 − 67.727 Ativo Financeiro da Concessão ................ − 41.207 41.207 − 41.207 41.207 Tributos Compensáveis ........................... 07 67.587 − 67.587 64.764 − 64.764 Imposto de Renda e Contribuição Social a Compensar ........................................... 177.997 − 177.997 147.755 − 147.755 Revendedores - Transações com Energia Livre ....................................... 46.028 − 46.028 46.028 − 46.028 Imposto de Renda e Contribuição Social Diferidos ................................................. 14.222 (14.222) − 14.222 (14.222) − Revisão Tarifária da Transmissão ............ 75.813 (75.813) − 75.813 (75.813) − Estoques ................................................... 4.707 − 4.707 3.478 − 3.478 Outros Créditos ........................................ 91.895 − 91.895 71.291 − 71.291 TOTAL DO CIRCULANTE .................. 3.982.966 122.585 4.105.551 3.689.703 (48.828) 3.640.875

NÃO CIRCULANTE Imposto de Renda e Contribuição Social Diferidos ................................................. 08 71.072 124.512 195.584 71.072 118.588 189.660 Tributos Compensáveis ........................... 07 10.823 − 10.823 10.823 − 10.823 Imposto de Renda e Contribuição Social a Compensar ........................................... 1.250 − 1.250 − − − Depósitos Vinculados a Litígios .............. 10 89.245 − 89.245 87.870 − 87.870 Consumidores e Revendedores ............... 06 46.188 − 46.188 46.188 − 46.188 Crédito com Pessoas Ligadas ................... 18.244 − 18.244 12.906 − 12.906 Revisão Tarifária da Transmissão ............ 43.466 (43.466) − 43.466 (43.466) − Outros Créditos ........................................ 20.346 (3.548) 16.798 7.648 − 7.648 300.634 77.498 378.132 279.973 75.122 355.095

Ativo Indenizável - Concessão ............... 11 − 1.678.661 1.678.661 − 689.020 689.020 Investimentos .......................................... 12 1.743 − 1.743 1.609.714 121.951 1.731.665 Imobilizado ............................................. 13 7.214.392 (293.186) 6.921.206 5.436.380 839.611 6.275.991 Intangível ................................................. 14 844.153 192.060 1.036.213 26.498 9.516 36.014 TOTAL DO NÃO CIRCULANTE ........ 8.360.922 1.655.033 10.015.955 7.352.565 1.735.220 9.087.785TOTAL DO ATIVO .................................... 12.343.888 1.777.618 14.121.506 11.042.268 1.686.392 12.728.660



PASSIVO Item



31/12/2009 IFRS

31/12/2009GAAP


CIRCULANTE Fornecedores ........................................... 15 147.553 − 147.553 83.978 − 83.978 Encargos Regulatórios ............................. 18 44.449 − 44.449 40.253 − 40.253 Participações nos Lucros .......................... 22.896 − 22.896 22.894 − 22.894 Impostos, Taxas e Contribuições ............. 16 120.147 (52.183) 67.964 116.240 (52.183) 64.057 Imposto de Renda e Contribuição Social Diferidos ...................................................... 26.136 − 26.136 − − − JSCP e Dividendos a Pagar ...................... 25 917.054 − 917.054 917.054 − 917.054 Empréstimos e Financiamentos ................ 17 3.561.849 1.055.124 4.616.973 3.305.823 1.055.124 4.360.947 Debêntures ................................................ 17 3.365 − 3.365 3.365 − 3.365 Salários e Contribuições Sociais .............. 75.900 − 75.900 74.105 − 74.105 Obrigações Pós-emprego ......................... 19 18.895 − 18.895 18.895 − 18.895 Provisão para Perdas em Instrumentos Financeiros .............................................. 3.149 − 3.149 − − − Dívidas com Pessoas Ligadas .................. 43.917 − 43.917 53.705 − 53.705 Outras Obrigações .................................... 42.679 − 42.679 40.275 − 40.275 TOTAL DO CIRCULANTE .................. 5.027.989 1.002.941 6.030.930 4.676.587 1.002.941 5.679.528

NÃO CIRCULANTE Encargos Regulatórios .............................. 18 59.266 − 59.266 59.266 − 59.266 Empréstimos e Financiamentos ............... 17 2.816.387 (1.055.124) 1.761.263 2.038.738 (1.055.124) 983.614 Debêntures ................................................ 17 437.693 − 437.693 275.869 − 275.869 Impostos, Taxas e Contribuições ............. 16 47.263 − 47.263 47.263 47.263 Imposto de Renda e Contribuição Social Diferidos ................................................... 91.892 631.310 723.202 91.892 552.453 644.345 Provisões para Contingências .................. 20 9.659 − 9.659 9.601 − 9.601 Obrigações Pós-emprego .......................... 19 241.958 169.106 411.064 241.958 169.106 411.064 Concessões a Pagar .................................. − 73.441 73.441 − 61.072 61.072 Outras Obrigações .................................... 48.884 − 48.884 38.197 − 38.197 TOTAL DO NÃO CIRCULANTE ........ 3.753.002 (181.267) 3.571.735 2.802.784 (272.493) 2.530.291

TOTAL DO PASSIVO ............................... 8.780.991 821.674 9.602.665 7.479.371 730.448 8.209.819

PATRIMÔNIO LÍQUIDO ATRIBUÍDO AOS CONTROLADORES ...................... 21 Capital Social ........................................... 2.896.785 − 2.896.785 2.896.785 − 2.896.785 Reservas de Lucros ................................... 666.112 − 666.112 666.112 − 666.112 Reserva de Ajustes de Avaliação Patrimonial ............................................. − 1.030.269 1.030.269 − 1.030.269 1.030.269 Lucro (Prejuízo ) Acumulados ................. − (74.325) (74.325) − (74.325) (74.325) TOTAL DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO .. 3.562.897 955.944 4.518.841 3.562.897 955.944 4.518.841TOTAL DO PASSIVO E DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO ....................... 12.343.888 1.777.618 14.121.506 11.042.268 1.686.392 12.728.660

Resultado

A conciliação do resultado para os ajustes efetuados em função da adoção das novas práticas contábeis são como segue:

A composição dos efeitos no Resultado estão demonstrados no item 2.8 desta nota.

Item



31/12/2009 IFRS

31/12/2009GAAP


RECEITA .................................................... 22 3.529.513 6.974 3.536.487 3.475.872 (146.730) 3.329.142

CUSTOS OPERACIONAIS CUSTO COM ENERGIA ELÉTRICA ...... 23 Energia Elétrica Comprada para Revenda .................................................. (274.574) − (274.574) (274.264) − (274.264) Encargos de Uso da Rede Básica de Transmissão ..................................... (148.724) − (148.724) (148.198) − (148.198) (423.298) − (423.298) (422.462) − (422.462)CUSTO DE OPERAÇÃO ........................... Pessoal e Administradores ........................ 23 a (213.906) − (213.906) (211.872) − (211.872) Participação dos Empregados e Adminis- tradores no Resultado ............................. 23 a (55.332) − (55.332) (55.332) − (55.332) Materiais ................................................... (16.343) (5.078) (21.421) (16.363) − (16.363) Matéria-Prima e Insumos para Produção de Energia ............................................... (4.070) − (4.070) (4.070) − (4.070) Serviços de Terceiros ................................ 23b (102.612) − (102.612) (97.880) − (97.880) Depreciação e Amortização ...................... (234.664) (209.894) (444.558) (225.428) (160.578) (386.006) Provisões Operacionais ............................ 17.429 (18.451) (1.022) 16.748 (18.451) (1.703) Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos .............................. (140.318) − (140.318) (140.318) − (140.318) Custo de Construção ................................. − (89.433) (89.433) − − − Outras ....................................................... 23c 137 20.041 20.178 3.123 20.245 23.368 (749.679) (302.815) (1.052.494) (731.392) (158.784) (890.176)

CUSTO TOTAL ......................................... (1.172.977) (302.815) (1.475.792) (1.153.854) (158.784) (1.312.638)

LUCRO BRUTO ........................................ 2.356.536 (295.841) 2.060.695 2.322.018 (305.514) 2.016.504

DESPESA OPERACIONAL ..................... 23 Despesas com Vendas ............................... (1.593) − (1.593) (1.593) − (1.593) Despesas Gerais e Administrativas .......... (217.750) (2.549) (220.299) (217.200) (2.549) (219.749) Outras Despesas Operacionais ................. (25.393) − (25.393) (21.573) − (21.573) (244.736) (2.549) (247.285) (240.366) (2.549) (242.915)

Lucro (Prejuízo) Operacional antes do Resultado de Equivalência Patrimonial e Resultado Financeiro ......................... 2.111.800 (298.390) 1.813.410 2.081.652 (308.063) 1.773.589Resultado de Equivalência Patrimonial ... − − − 5.346 7.141 12.487Resultado Financeiro Líquido .................. 24 (235.888) (41.459) (277.347) (215.381) (41.395) (256.776)

Lucro antes dos Impostos .......................... 1.875.912 (339.849) 1.536.063 1.871.617 (342.317) 1.529.300

Imposto de Renda e Contribuição Social ..... 9 a (511.312) − (511.312) (507.376) − (507.376)Imposto de Renda e Contribuição Social Diferidos .................................................... 9 a (55.134) 133.539 78.405 (54.775) 136.007 81.232

LUCRO LÍQUIDO DO EXRCÍCIO ........ 1.309.466 (206.310) 1.103.156 1.309.466 (206.310) 1.103.156

2.8) Reapresentação das Informações Trimestrais – ITRs do exercício de 2010 e 2009. A Companhia optou por apresentar suas informações trimestrais utilizando as normas contábeis adotadas no Brasil até 31 de dezembro de 2009, conforme facultado pela CVM através da Deliberação nº 603.

Em função da adoção das novos pronunciamentos emitidos pelo CPC, constantes do item 2.3 desta nota, a Companhia irá reapresentar os ITR de 2010, comparativamente com os de 2009 também ajustados às normas de 2010, até a data de apresentação do primeiro ITR de 2011, conforme previsto na Deliberação CVM 626.

Os efeitos no resultado e no patrimônio líquido para cada trimestre de 2010 e 2009 decorrentes da adoção das novas normas contábeis são como segue abaixo demonstrados. Esses efeitos não foram auditados pelos auditores independentes, mas sim submetidos à revisão dos auditores, realizada em conformidade à NPA 06 do IBRACON.

Os efeitos no resultado e no patrimônio líquido para cada trimestre de 2010 e 2009 decorrentes da adoção das novas normas contábeis são como segue abaixo demonstradas:

1º Trimestre 2009

2º Trimestre 2009

3º Trimestre 2009

4º Trimestre 2009

Lucro Acumulado até o Período .......................................................... 232.413 684.638 1.003.849 1.309.466 Ajuste de Avaliação Patrimonial (Custo Atribuído) ICPC10 e CPC27 .. (34.798) (69.596) (104.394) (139.192)Ativos de concessões de Geração Eólica - ICPC01 e OCPC05 .............. 839 1.679 2.518 3.358 Ativos de concessões de Transmissão Nova - ICPC01 EOCPC05 ......... 859 1.717 2.576 3.434 Baixa Taxa Administração - CPC27 e ICPC01 ....................................... (364) (728) (1.092) (1.456)Contratos de Concessão - Outorga Onerosa - OCPC 05 ......................... 199 (128) (930) (1.954)Obrigações Pós Emprego ........................................................................ (3.541) (7.082) (10.622) (14.163)Reversão de Ativos e Passivos Regulatórios - Estrutura Conceitual ...... (1.983) 91.042 (77.396) (56.338)Efeito da Adoção das Novas Normas Contábeis................................. (38.789) (165.180) (189.340) (206.311)Lucro Líquido Ajustados ...................................................................... 193.624 519.458 814.509 1.103.155

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Lucro Acumulado até o Período ........................................................... 256.153 488.462 831.148 981.880Ajuste de Avaliação Patrimonial (Custo Atribuído) ICPC10 e CPC27 .. (30.500) (61.001) (91.501) (122.001)Ativos de concessões de Geração Eólica - ICPC01 e OCPC05 .............. (394) (787) (1.181) (1.574)Ativos de concessões de Transmissão Nova - ICPC01 EOCPC05 ......... 51.685 103.369 155.054 206.739 Baixa Taxa Administração - CPC27 e ICPC01 ....................................... 2 5 7 9 Contratos de Concessão - Outorga Onerosa - OCPC 05 ......................... 1.538 2.022 2.278 (8.330)Obrigações Pós Emprego ........................................................................ (2.591) (5.183) (7.774) (10.365)Reversão de Ativos e Passivos Regulatórios - Estrutura Conceitual ...... 8.080 51.896 40.134 37.752Efeito da Adoção das Novas Normas Contábeis................................. 27.820 90.321 97.017 102.230Lucro Líquido Ajustados ...................................................................... 283.973 578.783 928.165 1.084.110

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Patrimônio Líquido ............................................................................... 3.713.552 4.058.641 4.324.787 3.562.897 Ajuste de Avaliação Patrimonial (Custo Atribuído) ICPC10 e CPC27 .. 1.135.011 1.100.213 1.065.415 1.030.617 Ativos de concessões de Geração Eólica - ICPC01 e OCPC05 .............. 6.631 7.470 8.310 9.149 Ativos de concessões de Transmissão Nova - ICPC01 EOCPC05 ......... 9.096 9.530 9.965 121.668 Baixa Taxa Administração - CPC27 e ICPC01 ...................................... (364) (728) (1.092) (1.456)Contratos de Concessão - Outorga Onerosa - OCPC 05 ......................... (24.595) (24.922) (25.724) (26.748)Obrigações Pós Emprego ........................................................................ (100.988) (104.529) (108.069) (111.610)Reversão de Ativos e Passivos Regulatórios - Estrutura Conceitual ...... (11.322) (100.380) (86.736) (65.676)Efeito da Adoção das Novas Normas Contábeis................................. 1.013.469 886.654 862.069 955.944 Patrimônio Líquido Ajustado .............................................................. 4.727.021 4.945.295 5.186.856 4.518.841

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Patrimônio Líquido ............................................................................... 3.820.270 3.981.932 4.236.882 3.839.967Ajuste de Avaliação Patrimonial (Custo Atribuído) ICPC10 e CPC27 .. 1.000.117 969.617 939.116 908.616 Ativos de concessões de Geração Eólica - ICPC01 e OCPC05 .............. 8.755 8.362 7.968 7.574 Ativos de concessões de Transmissão Nova - ICPC01 EOCPC05 ......... 325.858 377.542 429.227 480.912 Baixa Taxa Administração - CPC27 e ICPC01 ....................................... (1.454) (1.452) (1.449) (1.447)Contratos de Concessão - Outorga Onerosa - OCPC 05 ......................... (25.210) (24.726) (24.470) (35.078)Obrigações Pós Emprego ........................................................................ (114.201) (116.793) (119.384) (121.975)Reversão de Ativos e Passivos Regulatórios - Estrutura Conceitual ..... (57.596) (13.781) (25.543) (27.924)Efeito da Adoção das Novas Normas Contábeis................................. 1.136.269 1.198.769 1.205.465 1.210.678 Patrimônio Líquido Ajustado .............................................................. 4.956.539 5.180.701 5.442.347 5.050.645

3) Principais Práticas ContábeisAs políticas contábeis descritas em detalhes abaixo têm sido aplicadas de maneira consistente a todos os períodos apresentados nessas demonstrações fi nanceiras individuais e consolidadas e na preparação do balanço patrimonial de abertura apurado em 1º de janeiro de 2009 com a fi nalidade da transição para as normas IFRS e normas CPC.As políticas contábeis têm sido aplicadas de maneira consistente pelas entidades do grupo.


Ativos fi nanceiros não derivativos – A Companhia reconhece os empréstimos e recebíveis e depósitos inicialmente na data em que foram originados. Todos os outros ativos fi nanceiros (incluindo os ativos designados pelo valor justo por meio do resultado) são reconhecidos inicialmente na data da negociação na qual a Companhia se torna uma das partes das disposições contratuais do instrumento.

A Companhia desreconhece um ativo fi nanceiro quando os direitos contratuais aos fl uxos de caixa do ativo expiram, ou quando transfere os direitos ao recebimento dos fl uxos de caixa contratuais sobre um ativo fi nanceiro em uma transação no qual essencialmente todos os riscos e benefícios da titularidade do ativo fi nanceiro são transferidos. Eventual participação que seja criada ou retida pela Companhia nos ativos fi nanceiros são reconhecidos como um ativo ou passivo individual.


A Companhia tem os seguintes ativos fi nanceiros não derivativos: ativos fi nanceiros registrados pelo valor justo por meio do resultado, empréstimos e recebíveis e ativos fi nanceiros disponíveis para venda.

Passivos fi nanceiros não derivativos – A Companhia reconhece títulos de dívida emitidos inicialmente na data em que são originados. Todos os outros passivos fi nanceiros (incluindo passivos designados pelo valor justo registrado no resultado) são reconhecidos inicial-mente na data de negociação na qual a Companhia se torna uma parte das disposições contratuais do instrumento. A Companhia baixa um passivo fi nanceiro quando tem suas obrigações contratuais retiradas, canceladas ou vencidas.

A Companhia tem os seguintes passivos fi nanceiros não derivativos: empréstimos, fi nanciamentos, debêntures, fornecedores e outras contas a pagar. Tais passivos fi nanceiros são reconhecidos inicialmente pelo valor justo acrescido de quaisquer custos de transação atribuíveis. Após o reconhecimento inicial, esses passivos fi nanceiros são medidos pelo custo amortizado através do método dos juros efetivos.


Os dividendos mínimos obrigatórios conforme defi nido em estatuto são reconhecidos como passivo.

Instrumentos fi nanceiros ao valor justo através do resultado – Um ativo fi nanceiro é classifi cado pelo valor justo por meio do resultado caso seja classifi cado como mantido para negociação ou seja designado como tal no momento do reconhecimento inicial. Os ativos fi nanceiros são designados pelo valor justo por meio do resultado se a Companhia gerencia tais investimentos e toma decisões de compra e venda baseadas em seus valores justos de acordo com a gestão de riscos documentada e a estratégia de investimentos da Compa-nhia. Os custos da transação são reconhecidos no resultado como incorridos. Ativos fi nanceiros registrados pelo valor justo por meio do resultado são medidos pelo valor justo, e mudanças no valor justo desses ativos são reconhecidas no resultado do exercício. Foram



considerados nessa categoria os Títulos e Valores Mobiliários – Aplicação Financeira e os saldos de Letras Financeiras do Tesouro e Letras do Tesouro Nacional incluídos em Caixa e Equivalentes de Caixa.

Empréstimos e recebíveis – são ativos fi nanceiros com pagamentos fi xos ou calculáveis que não são cotados no mercado ativo. Tais ativos são reconhecidos inicialmente pelo valor justo acrescido de quaisquer custos de transação atribuíveis. Após o reconheci-mento inicial, os empréstimos e recebíveis são medidos pelo custo amortizado através do método dos juros efetivos, decrescidos de qualquer perda por redução ao valor recu-perável.

Os empréstimos e recebíveis abrangem Consumidores e Revendedores, Concessionários – Transporte de Energia, Caixa e Equivalentes de Caixa, exceto as Letras Financeiras do Tesouro e Letras do Tesouro Nacional, Contas a Receber do Governo de Minas Gerais, Fundo de Investimentos em Direitos Creditórios e Ativo Financeiro da Concessão.

Caixa e Equivalentes de Caixa abrangem saldos de caixa e investimentos fi nanceiros com conversibilidade imediata em um montante conhecido de caixa e sujeito a um insignifi cante risco de mudança de valor, classifi cados como empréstimos e recebíveis. Os equivalentes de caixa são mantidos com a fi nalidade de atender a compromissos de caixa de curto prazo e não para investimento ou outros fi ns.

A Companhia reconhece um ativo fi nanceiro resultante de um contrato de concessão quando tem um direito contratual incondicional a receber caixa ou outro ativo fi nan-ceiro do, ou sob a direção do concedente pelos serviços de construção ou melhoria prestados. Tais ativos fi nanceiros são mensurados pelo valor justo mediante o reconhe-cimento inicial. Após o reconhecimento inicial, os ativos fi nanceiros são mensurados pelo custo amortizado.

Instrumentos disponíveis para venda – são ativos fi nanceiros não derivativos que são designados como disponíveis para venda ou não são classifi cados como instrumentos fi nanceiros ao valor justo através do resultado ou empréstimos e recebíveis. Os investi-mentos da Companhia em determinados títulos de dívida são classifi cados como ativos fi nanceiros disponíveis para venda. Após o reconhecimento inicial, eles são medidos pelo valor justo e as mudanças, que não sejam perdas por redução ao valor recuperável, são reconhecidas em outros resultados abrangentes e apresentadas dentro do patrimônio líquido. Quando um investimento é baixado, o resultado acumulado em outros resul-tados abrangentes é transferido para o resultado.

b) Moeda estrangeira

Transações em moeda estrangeira são convertidas para a respectiva moeda funcional da Companhia pelas taxas de câmbio nas datas das transações. Ativos e passivos monetários denominados e apurados em moedas estrangeiras na data de apresentação são reconver-tidas para a moeda funcional à taxa de câmbio apurada naquela data. O ganho ou perda cambial em itens monetários é a diferença entre o custo amortizado da moeda funcional no começo do período, ajustado por juros e pagamentos efetivos durante o período, e o custo amortizado em moeda estrangeira à taxa de câmbio no fi nal do período de apre-sentação. Ativos e passivos não monetários denominados em moedas estrangeiras que são mensurados pelo valor justo são reconvertidos para a moeda funcional à taxa de câmbio na data em que o valor justo foi apurado.

c) Consumidores e Revendedores

As contas a receber de consumidores e revendedores são registradas inicialmente pelo valor justo, faturado e não faturado, e, subsequentemente mensuradas pelo custo amor-tizado. Inclui os respectivos impostos diretos de responsabilidade tributária da Compa-nhia, menos os impostos retidos na fonte, os quais são considerados créditos tributá-rios.

A provisão para crédito de liquidação duvidosa, para os consumidores de baixa e média tensão, é registrada com base em estimativas da Administração, em valor sufi ciente para cobrir prováveis perdas. Os principais critérios defi nidos pela Companhia são: (i) consumidores com valores signifi cantes, uma análise é feita do saldo a receber levando em conta o histórico da dívida, as negociações em andamento e as garantias reais; (ii) para os outros consumidores os débitos vencidos a mais de 90 dias para consumidores residenciais, mais de 180 dias para os consumidores comerciais, ou mais de 360 dias para os demais consumidores, 100% do saldo é provisionado. Tais critérios não diferem daqueles estabelecidos pela ANEEL.


d) Estoques

Os estoques são mensurados pelo menor valor entre o custo e o valor realizável líquido. O custo dos estoques é baseado no princípio do custo médio de aquisição e inclui gastos incorridos na aquisição de estoques, custos de produção e transformação e outros custos incorridos em trazê-los às suas localizações e condições existentes. Os materiais em estoque são classifi cados no Ativo Circulante e os materiais destinados a obras são clas-sifi cados no Ativo Imobilizado ou Intangível, não sendo depreciados ou amortizados.

O valor realizável líquido é o preço estimado de venda no curso normal dos negócios, deduzido dos custos estimados de conclusão e despesas de vendas.

e) Investimentos

Nas Demonstrações Contábeis individuais da controladora as informações fi nanceiras de controladas e controladas em conjunto são reconhecidas através do método de equi-valência patrimonial, inicialmente pelo custo. Os investimentos da Companhia incluem o ágio identifi cado na aquisição, líquido de quaisquer perdas acumuladas por redução ao valor recuperável.

f) Arrendamento operacional

Pagamentos efetuados sob um contrato de arrendamento operacional são reconhecidos como despesas na demonstração de resultados em bases lineares pelo prazo do contrato de arrendamento.

g) Ativos vinculados à concessão

Atividade de transmissão

Para as novas concessões de transmissão, os custos relacionados à construção da infra-estrutura são registrados no resultado quando da sua apuração e registra-se uma receita de construção baseado no estágio de conclusão da obra realizada, incluindo os impostos incidentes sobre a receita e eventual margem de lucro.

Somente são registrados no resultado os custos da infraestrutura que será utilizada durante a concessão. A parcela dos ativos que não será utilizada durante a concessão é registrada como um Ativo Financeiro, pois existe um direito incondicional de receber caixa ou outro Ativo Financeiro diretamente do poder concedente ao fi nal da vigência do contrato.

Para as novas concessões se registra no ativo, durante o período da construção das linhas, a receita de transmissão a ser recebida durante todo o período da concessão, a valor justo.

Para as concessões de transmissão antigas, a Companhia não adotou de forma retroativa o ICPC 01 (IFRIC 12) em função do volume e idade dos ativos. Dessa forma, foram utilizados na adoção inicial os saldos contábeis dos ativos.

Nesses casos, os ativos são integralmente alocados como um ativo fi nanceiro tendo em vista que não existe risco de demanda na atividade de transmissão e que a receita decorre apenas da disponibilização da rede.

Dos valores faturados, a parcela referente ao valor justo da operação e manutenção dos ativos é registrada em contrapartida ao resultado do exercício e a parcela referente a

receita de construção, registrada originalmente quando da formação dos ativos, é utili-zada para a baixa do ativo fi nanceiro.

As adições por expansão e reforço geram fl uxo de caixa adicional e, portanto, esse novo fl uxo de caixa é incorporado ao saldo do ativo fi nanceiro.

h) Ativos intangíveis


Os seguintes critérios são aplicados em caso de ocorrência: (i) Ativos intangíveis adqui-ridos de terceiros: são mensurados pelo custo total de aquisição, menos as despesas de amortização. (ii) Ativos intangíveis gerados internamente: são reconhecidos como ativos na fase de desenvolvimento desde que seja demonstrada a sua viabilidade técnica de utilização e se os benefícios econômicos futuros forem prováveis. São mensurados pelo custo, deduzidos da amortização acumulado e perdas por redução ao valor recu-perável.


i) Imobilizado

Os bens do ativo imobilizado são avaliados pelo custo incorrido na data de sua aquisição ou formação, incluindo encargos fi nanceiros capitalizados e deduzidos da depreciação acumulada. O custo inclui os gastos que são diretamente atribuíveis a aquisição de um ativo. Para os ativos construídos pela Companhia são incluídos o custo de materiais e mão de obra direta, além de outros custos para colocar o ativo no local e condição necessários para que estejam em condições de operar de forma adequada.

O valor contábil dos bens substituídos é baixado, sendo que os gastos com reparos e manutenções são integralmente registrados em contrapartida ao resultado do exercício.

A depreciação e amortização são calculadas sobre o saldo das imobilizações em serviço e investimentos em consórcios, pelo método linear, mediante aplicação das taxas deter-minadas pela ANEEL para os ativos relacionados às atividades de energia elétrica, e refl etem a vida útil estimada dos bens.

As principais taxas de depreciação dos ativos do Imobilizado estão demonstradas na nota explicativa nº 13.

A Companhia decidiu por reavaliar os Ativos Imobilizados pelo custo atribuído dos seus ativos de geração mais antigos na data do balanço de abertura do exercício de 2009. Para os ativos de geração mais novos, o entendimento da Companhia é de que o custo histórico deduzido da melhor estimativa de depreciação e de provisão para redução ao valor recuperável é a prática que melhor representa seus ativos imobilizados.

A Companhia não alterará a sua política de dividendos em função da adoção do valor justo como custo atribuído para os ativos antigos de geração.

Os juros e demais encargos fi nanceiros incorridos de fi nanciamentos vinculados às Obras em Andamento são apropriados às imobilizações em curso e consórcios durante o período de construção.

Para aqueles recursos que foram captados especifi camente para determinadas obras, a alocação dos encargos é feita de forma direta para os ativos fi nanciados. Para os demais empréstimos e fi nanciamentos que não estão vinculados diretamente a obras especí-fi cas, é estabelecida uma taxa média ponderada para a capitalização dos custos desses empréstimos.

j) Redução ao valor recuperável

Ativos fi nanceiros

Um ativo fi nanceiro não mensurado pelo valor justo por meio do resultado é avaliado a cada data de apresentação para apurar se há evidência objetiva de que tenha ocor-rido perda no seu valor recuperável. Um ativo tem perda no seu valor recuperável se uma evidência objetiva indica que um evento de perda ocorreu após o reconhecimento inicial do ativo, e que aquele evento de perda teve um efeito negativo nos fl uxos de caixa futuros projetados que podem ser estimados de uma maneira confi ável.

A evidência objetiva de que os ativos fi nanceiros perderam valor pode incluir o não pagamento ou atraso no pagamento por parte do devedor, indicações de que o devedor ou emissor entrará em processo de falência, ou o desaparecimento de um mercado ativo para um título. Além disso, para um instrumento patrimonial, um declínio signifi cativo ou prolongado em seu valor justo abaixo do seu custo é evidência objetiva de perda por redução ao valor recuperável.

A Companhia considera evidência de perda de valor para recebíveis tanto no nível indi-vidualizado como no nível coletivo. Todos os recebíveis individualmente signifi cativos são avaliados quanto a perda de valor específi co. Todos os recebíveis individualmente signifi cativos identifi cados como não tendo sofrido perda de valor individualmente são então avaliados coletivamente quanto a qualquer perda de valor que tenha ocorrido, mas não tenha sido ainda identifi cada. Recebíveis que não são individualmente importantes são avaliados coletivamente quanto a perda de valor por agrupamento conjunto desses títulos com características de risco similares.

Ao avaliar a perda de valor recuperável de forma coletiva a Companhia utiliza tendên-cias históricas da probabilidade de inadimplência, do prazo de recuperação e dos valores de perda incorridos, ajustados para refl etir o julgamento da administração quanto às premissas se as condições econômicas e de crédito atuais são tais que as perdas reais provavelmente serão maiores ou menores que as sugeridas pelas tendências históricas.

Uma redução do valor recuperável com relação a um ativo fi nanceiro medido pelo custo amortizado é calculada como a diferença entre o valor contábil e o valor presente dos futuros fl uxos de caixa estimados descontados à taxa de juros efetiva original do ativo. As perdas são reconhecidas no resultado e refl etidas em uma conta de provisão contra recebíveis. Os juros sobre o ativo que perdeu valor continuam sendo reconhecidos através da reversão do desconto. Quando um evento subsequente indica reversão da perda de valor, a diminuição na perda de valor é revertida e registrada no resultado.

Perdas de valor (redução ao valor recuperável) nos ativos fi nanceiros disponíveis para venda são reconhecidas pela reclassifi cação da perda cumulativa que foi reconhecida em outros resultados abrangentes no patrimônio líquido para o resultado. A perda cumulativa que é reclassifi cada de outros resultados abrangentes para o resultado é a diferença entre o custo de aquisição, líquido de qualquer reembolso e amortização de principal, e o valor justo atual, decrescido de qualquer redução por perda de valor recu-perável previamente reconhecida no resultado. As mudanças nas provisões de perdas por redução ao valor recuperável atribuíveis a ao método dos juros efetivos são refl e-tidas como um componente de receitas fi nanceiras.

Ativos não fi nanceiros

Os valores contábeis dos ativos não fi nanceiros da Companhia, que não os estoques e imposto de renda e contribuição social diferidos, são revistos a cada data de apresen-tação para apurar se há indicação de perda no valor recuperável. Caso ocorra tal indi-cação, então o valor recuperável do ativo é determinado. Os ativos do imobilizado e do intangível têm o seu valor recuperável testado caso haja indicadores de perda de valor.

k) Benefícios a empregados

Planos de contribuição defi nida

Um plano de contribuição defi nida é um plano de benefícios pós-emprego sob o qual uma entidade paga contribuições fi xas para uma entidade separada (Fundo de previ-dência) e não terá nenhuma obrigação legal ou construtiva de pagar valores adicionais. As obrigações por contribuições aos planos de pensão de contribuição defi nida são

reconhecidas como despesas de benefícios a empregados no resultado nos períodos durante os quais serviços são prestados pelos empregados. Contribuições pagas anteci-padamente são reconhecidas como um ativo mediante a condição de que haja o ressarci-mento de caixa ou a redução em futuros pagamentos esteja disponível. As contribuições para um plano de contribuição defi nida cujo vencimento é esperado para 12 meses após o fi nal do período no qual o empregado presta o serviço são descontadas aos seus valores presentes.

Planos de benefício defi nido

Um plano de benefício defi nido é um plano de benefício pós-emprego que não o plano de contribuição defi nida. A obrigação líquida da Companhia quanto aos planos de pensão de benefício defi nido é calculada individualmente para cada plano através da estimativa do valor do benefício futuro que os empregados auferiram como retorno pelos serviços prestados no período atual e em períodos anteriores; aquele benefício é descontado ao seu valor presente. Quaisquer custos de serviços passados não reconhecidos e os valores justos de quaisquer ativos do plano são deduzidos. A taxa de desconto é o rendimento apresentado na data de apresentação das demonstrações contábeis para os títulos de dívida de primeira linha e cujas datas de vencimento se aproximem das condições das obrigações da Companhia e que sejam denominadas na mesma moeda na qual os benefícios têm expectativa de serem pagos. O cálculo é realizado anualmente por um atuário qualifi cado através do método de crédito unitário projetado. Quando o cálculo resulta em um benefício para a Companhia, o ativo a ser reconhecido é limitado ao total de quaisquer custos de serviços passados e perdas atuariais líquidas não reconhecidos e o valor presente dos benefícios econômicos disponíveis na forma de reembolsos futuros do plano ou redução nas futuras contribuições ao plano. Para calcular o valor presente dos bene-fícios econômicos, consideração é dada para quaisquer exigências de custeio que se aplicam a qualquer plano na Companhia. Um benefício econômico está disponível à Companhia se ele for realizável durante a vida do plano, ou na liquidação dos passivos do plano.

Quando os benefícios de um plano são incrementados, a porção do benefício aumen-tado relacionada ao serviço passado dos empregados é reconhecido no resultado pelo método linear ao longo do período médio até que os benefícios se tornem direito adqui-rido (vested). Na condição em que os benefícios se tornem direito adquirido imediata-mente, a despesa é reconhecida imediatamente no resultado.

Os ganhos e perdas atuariais decorrentes de ajustes com base na experiência e nas mudanças de premissas atuariais que excederem a 10% do valor dos ativos do plano ou 10% dos passivos do plano serão reconhecidos no resultado pelo tempo médio de serviço futuro dos atuais participantes ativos.

Nos casos de obrigações com aposentadorias, o passivo reconhecido no balanço patri-monial com relação aos planos de pensão de benefício defi nido é o maior valor entre a dívida pactuada com a fundação para amortização das obrigações atuariais e o valor presente da obrigação atuarial, calculada através de laudo atuarial, deduzida do valor justo dos ativos do plano. Nos exercícios apresentados, a dívida pactuada com a fundação é superior aos valores do laudo atuarial. Neste caso, o valor registrado no resultado anualmente corresponde aos encargos e variação monetária dessa dívida, alocado como despesa fi nanceira da Companhia.

Outros benefícios de longo prazo a empregados

A obrigação líquida da Companhia com relação a benefícios a empregados que não os planos de pensão é o valor do benefício futuro que os empregados auferiram como retorno pelo serviço prestado no ano corrente e em anos anteriores; aquele benefício é descontado para apurar o seu valor presente, e o valor justo de quaisquer ativos rela-cionados é deduzido. A taxa de desconto é o rendimento apresentado na data de apre-sentação das demonstrações contábeis sobre títulos de primeira linha e cujas datas de vencimento se aproximem das condições das obrigações da Companhia. O cálculo é realizado através do método de crédito unitário projetado. Quaisquer ganhos e perdas atuariais são reconhecidos no resultado no período em que surgem.

Os procedimentos mencionados anteriormente são utilizados para as obrigações atua-riais com plano de saúde, seguro de vida e plano odontológico.

Benefícios de término de vínculo empregatício

Os benefícios de término de vínculo empregatício são reconhecidos como uma despesa quando a Companhia está comprovadamente comprometida, sem possibilidade realista de retrocesso, com um plano formal detalhado para rescindir o contrato de trabalho antes da data de aposentadoria normal ou prover benefícios de término de vínculo emprega-tício em função de uma oferta feita para estimular a demissão voluntária. Os benefícios de término de vínculo empregatício por demissões voluntárias são reconhecidos como despesa caso a Companhia tenha feito uma oferta de demissão voluntária, seja provável que a oferta será aceita, e o número de funcionários que irão aderir ao programa possa ser estimado de forma confi ável.

Benefícios de curto prazo a empregados

Obrigações de benefícios de curto prazo a empregados são mensuradas em uma base não descontada e são incorridas como despesas conforme o serviço relacionado seja prestado.

O passivo é reconhecido pelo valor esperado a ser pago sob os planos de bonifi cação em dinheiro ou participação nos lucros de curto prazo se a Companhia tem uma obrigação legal ou construtiva de pagar esse valor em função de serviço passado prestado pelo empregado, e a obrigação possa ser estimada de maneira confi ável. A participação nos lucros prevista no Estatuto Social é provisionada em conformidade ao acordo coletivo estabelecido com os sindicatos representantes dos empregados e registradas na rubrica de despesa com pessoal.

l) Provisões

Uma provisão é reconhecida no balanço quando a Companhia possui uma obrigação legal ou constituída como resultado de um evento passado, e é provável que um recurso econômico seja requerido para saldar a obrigação.

m) Juros sobre o Capital Próprio

Os juros sobre o capital próprio pagos em substituição aos dividendos, apesar de regis-trados fi scalmente como despesa fi nanceira, estão apresentados nas demonstrações contábeis como redutores do Patrimônio Líquido, de forma a refl etir a essência da operação.

n) Imposto de Renda e Contribuição Social

O Imposto de Renda e a Contribuição Social do exercício corrente e diferido são calcu-lados com base nas alíquotas de 15%, acrescidas do adicional de 10% sobre o lucro tributável excedente de R$240 para imposto de renda e 9% sobre o lucro tributável para contribuição social sobre o lucro líquido, e consideram a compensação de prejuízos fi scais e base negativa de contribuição social, limitada a 30% do lucro real.

A despesa com imposto de renda e contribuição social compreende os impostos de renda correntes e diferidos. O imposto corrente e o imposto diferido são reconhe-cidos no resultado a menos que estejam relacionados a combinação de negócios, ou itens diretamente reconhecidos no patrimônio líquido ou em outros resultados abrangentes.

O imposto corrente é o imposto a pagar ou a receber esperado sobre o lucro tributável do exercício, a taxas de impostos decretadas ou substantivamente decretadas na data de apresentação das demonstrações fi nanceiras e qualquer ajuste aos impostos a pagar com relação aos exercícios anteriores.



O imposto diferido é reconhecido com relação às diferenças temporárias entre os valores contábeis de ativos e passivos para fi ns contábeis e os correspondentes valores usados para fi ns de tributação. O imposto diferido é mensurado pelas alíquotas que se espera serem aplicadas às diferenças temporárias quando elas revertem, basean-do-se nas leis que foram decretadas ou substantivamente decretadas até a data de apresentação das demonstrações fi nanceiras.


Um ativo de imposto de renda e contribuição social diferido é reconhecido por dife-renças temporárias dedutíveis e prejuízos fi scais e base negativa de contribuição social não utilizados quando é provável que lucros futuros sujeitos à tributação estarão disponíveis e contra os quais serão utilizados.


o) Receitas, custos e despesas

As receitas, custos e despesas são reconhecidos pelo regime de competência.

De forma geral, para os negócios da Companhia no setor elétrico, gás, telecomunica-ções e outros, as receitas são reconhecidas quando existem evidências convincentes de acordos, quando ocorre a entrega de mercadorias ou quando os serviços são prestados, os preços são fi xados ou determináveis, e o recebimento é razoavelmente assegurado, independente do efetivo recebimento do dinheiro.

As receitas de venda de energia são registradas com base na energia entregue e nas tarifas especifi cadas nos termos contratuais ou vigentes no mercado. As receitas de fornecimento de energia para consumidores fi nais são contabilizadas quando há o forne-cimento de energia elétrica. O faturamento é feito em bases mensais. O fornecimento de energia não faturado, do período entre o último faturamento e o fi nal de cada mês, é estimado com base no faturamento do mês anterior e contabilizado no fi nal do mês. As diferenças entre os valores estimados e os realizados não têm sido relevantes e são contabilizadas no mês seguinte.


As receitas recebidas pela Companhia de outras concessionárias e consumidores livres que utilizam a sua rede básica de transmissão (concessões antigas) e distribuição são contabilizadas no mês que os serviços de rede são prestados.

Para as novas concessões de transmissão, é registrada no resultado mensalmente a parcela do faturamento referente ao valor justo da operação e manutenção das linhas de trans-missão. A receita relacionada aos serviços de construção sob o contrato de concessão de serviços é reconhecida baseada no estágio de conclusão da obra realizada.

Para as concessões de transmissão antiga, é registrado no resultado mensalmente o valor recebido pela disponibilização das linhas de transmissão ao sistema interligado, líquido do valor deduzido do ativo fi nanceiro.

Os serviços prestados incluem encargos de conexão e outros serviços relacionados e as receitas são contabilizadas quando os serviços são prestados.

A receita relacionada aos serviços de construção sob o contrato de concessão de serviços é reconhecida baseada no estágio de conclusão da obra realizada.

p) Receitas e despesas fi nanceiras

As receitas fi nanceiras referem-se principalmente a receita de aplicação fi nanceira, acréscimos moratórios em contas de energia elétrica, juros sobre ativos fi nanceiros da concessão e juros sobre outros ativos fi nanceiros. A receita de juros é reconhecida no resultado através do método de juros efetivos.

As despesas fi nanceiras abrangem encargos, variação cambial e variação monetária sobre empréstimos, fi nanciamentos e debêntures. Os custos dos empréstimos são reco-nhecidos no resultado através do método de juros efetivos.

q) Resultado por Ação

O resultado por ação básico é calculado por meio do resultado atribuível aos acionistas controladores e não controladores da Companhia, com base na média ponderada das ações ordinárias e preferenciais em circulação no respectivo período. O resultado por ação diluído é calculado por meio da referida média das ações em circulação, ajustada pelos instrumentos potencialmente conversíveis em ações, com efeito diluído nos perí-odos apresentados.

r) Informação por segmento

Um segmento operacional é um componente da Companhia que desenvolve atividades de negócio das quais pode obter receitas e incorrer em despesas, incluindo receitas e despesas relacionadas com transações com outros componentes da Companhia. Todos os resultados operacionais dos segmentos operacionais são revistos frequentemente pelo Presidente da Companhia (CEO) para decisões sobre os recursos a serem alocados ao segmento e para avaliação de seu desempenho, e para o qual informações fi nanceiras individualizadas estão disponíveis.

Os resultados de segmentos que são reportados ao CEO incluem itens diretamente atri-buíveis ao segmento, bem como aqueles que podem ser alocados em bases razoáveis. Os itens não alocados compreendem principalmente ativos corporativos (primariamente a sede da Companhia), despesas da sede e ativos e passivos de imposto de renda e contri-buição social.

Os gastos de capital por segmento são os custos totais incorridos durante o período para a aquisição de ativo fi nanceiro da concessão, intangível, imobilizado, e ativos intangí-veis que não ágio.

s) Demonstrações de valor adicionado

A companhia elaborou demonstrações do valor adicionado (DVA) individuais e consoli-dadas nos termos do pronunciamento técnico CPC 09 – Demonstração do Valor Adicio-nado, as quais são apresentadas como parte integrante das demonstrações fi nanceiras conforme BRGAAP aplicável as companhias abertas, enquanto para IFRS representam informação fi nanceira adicional.

t) Novos pronunciamentos contábeis ainda não adotados

Em função do processo de harmonização das normas contábeis brasileiras às normas internacionais, existe uma expectativa de que as novas normas, emendas e interpreta-ções do IFRS a serem emitidas pelo IASB sejam também aprovadas pelo CPC no Brasil antes da data requerida para que entrem em vigor.

Dessa forma, seguem abaixo, na interpretação da Companhia, as alterações do IFRS previstas para ocorrerem após 31 de dezembro de 2010 e ainda não adotadas no Brasil que podem impactar as demonstrações contábeis da Cemig GT, estando ainda em processo de avaliação pela Administração e seus eventuais efeitos:

IFRS 9 – Instrumentos fi nanceiros – Em vigor a partir de 1º de janeiro de 2013 - Simplifi ca o modelo de mensuração para ativos fi nanceiros e estabelece duas catego-rias de mensuração principais: custo amortizado e valor justo. Eventuais alterações no valor justo de passivos avaliados ao valor justo não teriam impacto no resultado, pois seriam reconhecidas no lucro abrangente.

3 . PRINCÍPIOS DE CONSOLIDAÇÃO

Foram consolidadas as demonstrações contábeis das controladas e controladas em conjunto mencionadas na nota explicativa nº 1.

(a) Controladas e controladas em conjunto

As demonstrações contábeis de controladas e controladas em conjunto são incluídas nas demonstrações contábeis consolidadas a partir da data em que o controle, controle compartilhado, se inicia até a data em que o controle, controle compartilhado, deixa de existir. Os ativos, passivos e resultados das controladas em conjunto foram conso-lidados com base no método de consolidação proporcional. As políticas contábeis de controladas e controladas em conjunto estão alinhadas com as políticas adotadas pela Companhia.

Nas demonstrações contábeis individuais da controladora as informações fi nanceiras de controladas e controladas em conjunto, assim como as coligadas, são reconhecidas através do método de equivalência patrimonial.

(b) Consórcios

É registrada a quota-parte dos ativos, passivos e resultados das operações de consórcio na controlada que possui a correspondente participação.

(c) Transações eliminadas na consolidação

Saldos e transações intragrupo, e quaisquer receitas ou despesas derivadas de transa-ções intragrupo, são eliminados na preparação das demonstrações contábeis conso-lidadas. Ganhos não realizados oriundos de transações com companhias investidas registrado por equivalência patrimonial são eliminados contra o investimento na proporção da participação da Companhia na Investida. Prejuízos não realizados são eliminados da mesma maneira como são eliminados os ganhos não realizados, mas somente até o ponto em que não haja evidência de perda por redução ao valor recuperável.

As referências efetuadas nestas demonstrações contábeis das controladas em conjunto são realizadas na proporção de participação da Companhia.

As datas das demonstrações contábeis das sociedades controladas e controladas em conjunto utilizadas para cálculo de equivalência patrimonial e consolidação coin-cidem com as da Companhia.

Conforme determinação da Instrução CVM nº 408, as demonstrações fi nanceiras consolidadas incluem os saldos e as transações do fundo de investimento cujos únicos quotistas são a Companhia e suas controladas, composto de títulos públicos, privados e debêntures de empresas com classifi cação de risco mínimo A+(bra) (rating nacional de longo prazo) garantindo alta liquidez nos papéis.

O fundo exclusivo, cujas demonstrações contábeis são regularmente revisadas/audi-tadas, está sujeito às obrigações restritas ao pagamento de serviços prestados pela administração dos ativos, atribuída à operação dos investimentos, como taxas de custódia, auditoria e outras despesas, inexistindo obrigações fi nanceiras relevantes, bem como ativos dos quotistas para garantir essas obrigações.

A Companhia utiliza os critérios de consolidação integral e proporcional, conforme o quadro a seguir. A participação é dada sobre o capital total da controlada:

Controlada Cemig Baguari Energia S.A. ............................................... 100,00 100,00

Controladas em conjunto Hidrelétrica Cachoeirão S.A. .............................................. 49,00 49,00 Guanhães Energia S.A. ....................................................... 49,00 49,00 Hidrelétrica Pipoca S.A. ...................................................... 49,00 49,00 Madeira Energia S.A. .......................................................... 10,00 10,00 Baguari Energia S.A. ........................................................... 69,39 69,39 Empresa Brasileira de Transmissão de Energia S.A. ......... 49,00 49,00 Central Eólica Praias de Parajuru S.A................................. 49,00 49,00 Central Eólica Volta do Rio S.A. ......................................... 49,00 49,00 Central Eólica Praias de Morgado S.A. ............................. 49,00 49,00 Transmissora Aliança de Energia Elétrica S.A. .................. 56,69 32,27 Transmissora Alterosa de Energia S.A. ............................... − 49,00 Lightger ............................................................................... 49,00 −

Participação direta no capital total - %

2010 2009

Na consolidação foram eliminadas as participações da controladora nos patri-mônios líquidos das empresas controladas, bem como os saldos relevantes de ativos, passivos, receitas e despesas, decorrentes de transações efetuadas entre as empresas.

As referências efetuadas nestas demonstrações contábeis da controlada e das contra-ladas em conjunto são realizadas na proporção de participação da Companhia.

As datas das demonstrações contábeis das sociedades controladas utilizadas para cálculo de equivalência patrimonial e consolidação coincidem com as da controla-dora.

Conforme determinação da Instrução CVM nº 408, as demonstrações fi nanceiras consolidadas incluem os saldos e as transações dos fundos de investimentos exclu-sivos, compostos de títulos públicos, privados e debêntures de empresas com clas-sifi cação de risco mínimo A+(bra) (rating nacional de longo prazo) garantindo alta liquidez nos papéis.

O fundo exclusivo, cujas demonstrações contábeis são regularmente revisadas/audi-tadas, está sujeito às obrigações restritas ao pagamento de serviços prestados pela administração dos ativos, atribuída à operação dos investimentos, como taxas de custódia, auditoria e outras despesas, inexistindo obrigações fi nanceiras relevantes, bem como ativos dos quotistas para garantir essas obrigações.

4 . DAS CONCESSÕESA Cemig Geração e Transmissão e suas controladas detêm junto à Agência Nacional de Energia Elétrica - “ANEEL”, as concessões:

GERAÇÃOUsinas Hidrelétricas - São Simão ..................... Rio Paranaíba 1.710,000 01/1965 01/2015 Emborcação .................. Rio Paranaíba 1.192,000 07/1975 07/2025 Nova Ponte ................... Rio Araguari 510,000 07/1975 07/2025 Jaguara........................... Rio Grande 424,000 08/1963 08/2013 Miranda ......................... Rio Araguari 408,000 12/1986 12/2016 Rio São Três Marias .................... Francisco 396,000 04/1958 07/2015 Volta Grande .................. Rio Grande 380,000 02/1967 02/2017 Rio Irapé Jequitinhonha 360,000 01/1999 02/2035 Aimorés (1) ................... Rio Doce 161,700 07/2000 12/2035 Rio Santo Salto Grande Antônio 102,000 10/1963 07/2015 Funil (1) ......................... Rio Grande 88,200 10/1964 12/2035 Queimado (1) ................ Rio Preto 86,625 11/1997 01/2033 Itutinga .......................... Rio Grande 52,000 01/1953 07/2015 Camargos ....................... Rio Grande 46,000 08/1958 07/2015 Rio Santo Porto Estrela (1) Antônio 37,333 05/1997 07/2032 Igarapava (1) ................. Rio Grande 30,450 05/1995 12/2028 Piau ................................ Rio Piau / Pinho 18,012 10/1964 07/2015 Gafanhoto ...................... Rio Pará 14,000 09/1953 07/2015 PCH Cachoeirão ............ Rio Manhuaçu 13,230 07/2000 07/2030 UHE Baguari ................. Rio Doce 47,600 08/2006 08/2041 Outras ........................... Diversas 96,844 Diversas Diversas 6.173,994Usina Eólica - Morro do Camelinho ..... Gouveia - MG 1,000 03/2000 − Praias do Parajuru ......... Berberibe - CE 28,800 09/2002 08/2029 29,800Usinas Termelétricas - Igarapé ........................... Juatuba - MG 131,000 01/2001 08/2024

TOTAL GERAÇÃO EM OPERAÇÃO ........ 6.334,794

Localização

CapacidadeInstalada

(MW)Informações

não auditadas

Data da Concessão ou Auto-rização

Data de Venci-mento

Projetos em Andamento Usinas Hidrelétricas (1)PCH Pipoca ..................... Rio Manhuaçu 9,800 09/2001 09/2031UHE Santo Antônio ........ Rio Madeira 315,040 06/2008 06/2043PCH Dores dos Guanhães . Rio Guanhães 6,860 11/2002 11/2032PCH Fortuna II ................ Rio Guanhães 4,410 12/2001 12/2031PCH Senhora do Porto .... Rio Guanhães 5,880 10/2002 10/2032PCH Jacaré ...................... Rio Guanhães 4,410 10/2002 10/2032 346,400

Usina Eólica -Volta do Rio (2) ............... Acaraú – CE 42,000 12/2001 −Praia do Morgado (2) ...... Acaraú - CE 28,800 12/2001 − 70,800

TOTAL GERAÇÃO EM ANDAMENTO ..... 417,200

TRANSMISSÃO Rede Básica ................... Minas Gerais 07/1997 07/2015 Subestação – SE Itajubá – 3 ............. Minas Gerais 10/2000 10/2030 TAESA - TSN (3) .......... Goiás/ Bahia 12/2000 12/2030 TAESA – Munirah (4) ... Bahia 02/2004 02/2034 Pernambuco/ TAESA – Gtesa (5) ........ Paraíba 01/2002 01/2032 Rio Grande TAESA – Patesa (6) ...... do Norte 12/2002 12/2032 Maranhão/ TAESA – NVT (7) ......... Distrito Federal 12/2000 12/2030 Santa Catarina/TAESA – ETAU (8) ........ Rio G. do Sul 12/2002 12/2032TAESA – ETEO (9) ........ São Paulo 05/2000 05/2030TAESA – Brasnorte (10) .. Mato Grosso 03/2008 03/2038

Projetos em Andamento – TransmissãoEBTE ............................... Mato Grosso 10/2008 10/2038

Informações não auditadas

Localização

CapacidadeInstalada

(MW)

Data da Concessão ou Auto-rização

Data de Venci-mento

(1) As capacidades instaladas demonstradas referem-se às participações da Compa-nhia nos empreendimentos em consórcio com a iniciativa privada. Vide maiores infor-mações na nota explicativa nº 13.

(2) A data de vencimento da concessão será de 20 anos após o início das operações.

(3) TSN – Transmissora Sudeste Nordeste S.A..

(4) Munirah Transmissora de Energia S.A.

(5) Gtesa - Goiânia Transmissora de Energia S.A.

(6) Paraíso Açu Transmissora de Energia S.A.

(7) NVT - Novatrans Energia S.A.

(8) ETAU - Empresa de Transmissão Alto Uruguai S. A.

(9) ETEO - Empresa de Transmissão de Energia do Oeste S. A.

(10) Brasnorte Transmissora de Energia S.A.

Renovação das concessões

As concessões para exploração dos serviços de Transmissão de energia elétrica tem a expectativa, pela Administração, de que sejam renovadas pela ANEEL e/ou Ministério das Minas e Energia. Caso as renovações das concessões não sejam deferidas pelos órgãos reguladores ou nem mesmo renovadas mediante a imposição de custos adicio-nais para a Companhia (“concessão onerosa”), os atuais níveis de rentabilidade e ativi-dade podem ser alterados.



Concessões Onerosas Na obtenção das concessões para construção de alguns empreendimentos de geração de energia, a Companhia se comprometeu a efetuar pagamentos à ANEEL, ao longo do prazo de vigência do contrato, como compensação pela exploração. As informações das concessões, com os valores a serem pagos, são como segue:

Porto Estrela (Consórcio) ..... 350.900 98.021 08/2001 a 07/2032 IGP-MIrapé ..................................... 28.705 8.370 03/2006 a 02/2035 IGP-MQueimado (Consórcio) ......... 8.344 2.963 01/2004 a 12/2032 IGP-MBaguari (Consórcio) ............. 5.204 1.397 09/2009 a 09/2042 IPC-A

Empreendimento

Valor Nominal em 2010

Valor Presente em 2010

Período de Amortização

Índice de Atualização

As concessões a serem pagas ao Poder Concedente preveem parcelas mensais com dife-rentes valores ao longo do tempo. Para fi ns contábeis e de reconhecimento de custos, a Companhia reconhecia as despesas incorridas de forma linear, tendo como base o valor nominal corrigido.

Entretanto, a partir de 1º de janeiro de 2009, a Companhia alterou, de forma retroativa, a prática contábil para registro dessas outorgas onerosas, por entender que representam um ativo intangível relacionado ao de exploração, sendo registradas a partir daassina-tura dos contratos pelo valor presente da obrigação de pagamento.

As parcelas pagas ao poder concedente referentes ás usinas de Porto Estrela, Irapé, Queimado e Baguari em 2010 corresponderam a R$117, R$1.187, R$349 e R$161, respectivamente.

O valor presente das parcelas a serem pagas no período de 12 meses corresponde a R$116, R$1.119, R$356 e R$157, (valor nominal de R$123, R$1.188, R$370 e R$167), respectivamente.

A taxa utilizada para desconto a valor presente pela CEMIG dos seus passivos, de 12,50%, foi à taxa média de captação de recursos em condições usuais na data da tran-sição.

5 . CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXAS

.............................................................................. Contas Bancárias .................................................. 17.701 20.510 150Aplicações Financeiras ........................................ Certifi cados de depósitos bancários ..................... 1.456.291 2.820.547 818.150Letras Financeiras do tesouro .............................. 116.588 88.893 24.193Letras do Tesouro Nacional ................................. – 6.538 151Outros ................................................................... 171.237 107.227 19.454 1.744.116 3.023.205 861.948 1.761.817 3.043.715 862.098

Consolidado IFRS2010 2009 01/01/2009

Contas Bancárias .................................................. 9.772 12.522 –Aplicações FinanceirasCertifi cados de depósitos bancários ..................... 1.289.130 2.648.339 808.415Letras Financeiras do tesouro .............................. 27.428 66.598 24.193Letras do Tesouro Nacional ................................. – 6.538 151Outros ................................................................... 75.883 100.479 19.454 1.392.441 2.821.954 852.213 1.402.213 2.834.476 852.213

Controladora BRGAAP2010 2009 01/01/2009

As aplicações fi nanceiras correspondem à operações contratadas em instituições fi nan-ceiras nacionais e internacionais com fi liais no Brasil a preços e condições de mercado. Todas as operações são de alta liquidez, prontamente conversíveis em um montante conhecido de caixa e estão sujeitos a um insignifi cante risco de mudança de valor. Os Certifi cados de Depósito Bancário – CDB pré ou pós-fi xados e Depósitos a Prazo com Garantia Especial - DPGE são remunerados a um percentual do CDI , Certifi cado de Depósito Inter-bancário, divulgado pela Câmara de Custódia e Liquidação - CETIP (que variam entre 100% a 110% conforme operação).

A exposição da Companhia a risco de taxa de juros e uma análise de sensibilidade de ativos passivos fi nanceiros são divulgados na Nota Explicativa 26.

6 . CONSUMIDORES E REVENDEDORES

ControladoraIndustrial .............. 148.323 30.918 5.496 184.737 192.180 217.224Comércio, Serviços e Outras ............... 1.125 – – 1.125 Suprimento a Outras Concessionárias ... 137.377 33.902 32.458 203.737 220.529 140.515Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa .............. – – – – (2.372) (780) 286.825 64.820 37.954 389.599 410.337 356.959ControladasIndustrial ............... 695 – – 695 1.108 774Comércio, Serviços e Outras ............... 7.007 – – 7.007 1.622 –Suprimento a Outras Concessionárias ... – – – – 197.809 – 7.702 – – 7.702 200.539 774Total Consolidado ....... 294.527 64.820 37.954 397.301 610.876 357.733Circulante ............ 397.301 564.688 357.733Não Circulante .... – 46.188 –

Classe de Consumidor

Saldos a Vencer

Vencidos até 90 dias

Vencidos há mais

de 90 dias

Total

2010 2009 01/01/2009

A Companhia constitui a provisão para créditos de liquidação duvidosa através de uma análise individual do saldo dos clientes, sendo considerado o histórico de inadimplência, negociações em andamento e existência de garantias reais.

A exposição da Companhia a risco de crédito relacionada a Consumidores e Revende-dores está divulgada na nota 26.

7 . TRIBUTOS COMPENSÁVEIS

CirculanteICMS a Recuperar ..................................................... 35.109 42.069 38.616PASEP ........................................................................ 10.189 4.511 11.827COFINS ..................................................................... 2.458 20.704 54.954Outros ........................................................................ 656 303 1.535 48.412 67.587 106.932Não CirculanteICMS a Recuperar .................................................. 6.598 7.742 18.158PASEP ........................................................................ 1 550 –COFINS ..................................................................... 3.133 2.531 – 9.732 10.823 18.158 58.144 78.410 125.090


CirculanteICMS a Recuperar ..................................................... 33.191 40.984 37.730PASEP ........................................................................ 2.197 4.228 11.827COFINS ..................................................................... 10.134 19.400 54.954Outros ........................................................................ 445 152 1.535 45.967 64.764 106.046Não CirculanteICMS a Recuperar .................................................. 6.384 7.742 18.158PASEP ........................................................................ 559 550 –COFINS ..................................................................... 2.574 2.531 – 9.517 10.823 18.158 55.484 75.587 124.204


Os créditos de ICMS a recuperar são decorrentes de aquisições de ativo imobilizado e podem ser compensados em 48 meses.

Os créditos de PASEP/COFINS a recuperar não Circulante, são decorrentes de aquisi-ções de ativo imobilizado, que podem ser compensados em 48 meses. A transferência para não circulante foi feita de acordo com estimativas dos valores que deverão ser realizados até dezembro de 2010.

8. IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL A RECUPERAR

CirculanteImposto de Renda .................................................. 115.955 138.866 127.969Contribuição Social ................................................ 37.764 39.131 39.212 153.719 177.997 167.181Não CirculanteImposto de Renda .................................................. 3.319 1.250 – 3.319 1.250 – 157.038 179.247 167.181


CirculanteImposto de Renda .................................................. 98.976 120.019 127.926Contribuição Social ................................................ 36.990 27.736 39.212 135.966 147.755 167.138


9. IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL

a) Imposto de renda e contribuição social diferidos:A Companhia possui créditos tributários registrados de Imposto de Renda, constituídos à alíquota de 25,00% e Contribuição Social, constituídos à alíquota de 9,00%, conforme segue:

Créditos Tributários: .................................................. Prejuízo Fiscal / Base negativa ............................ 231.731 – – Obrigações Pós-Emprego ..................................... 79.508 76.524 71.973 Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa . – 797 255 Instrumentos Financeiros ..................................... – 14.153 19.807 Variação Cambial ................................................. 35.585 35.342 35.342 Taxa Administração – IFRS ................................. 745 749 – Concessão onerosa – IFRS ................................... 57.330 51.046 55.719 Tributos Exigibilidade Suspensa .......................... 20.311 – – Contingências ....................................................... 2.002 3.264 2.489 Ágio na Incorporação ........................................... 84.166 – – Outros ................................................................... 58.507 13.709 6.803 569.885 195.584 192.388


Créditos Tributários: .................................................. Obrigações Pós-Emprego ..................................... 79.508 76.524 71.973 Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa . – 797 255 Instrumentos Financeiros ..................................... – 14.153 19.807 Variação Cambial ................................................. 35.585 35.342 35.342 Taxa Administração – IFRS ................................. 745 749 – Concessão onerosa – IFRS ................................... 57.330 51.046 55.719 Tributos Exigibilidade Suspensa .......................... 20.311 – – Contingências ....................................................... 2.002 3.264 2.489 Outros ................................................................... 6.853 7.785 6.803 202.334 189.660 192.388


O Conselho de Administração, em reunião realizada no dia 28 de março de 2011, aprovou o estudo técnico elaborado pela Diretoria de Finanças, Participações e de Rela-ções com Investidores referente à projeção de lucratividade futura da Companhia, que evidencia a capacidade de realização do ativo fi scal diferido em um prazo máximo de 10 anos, conforme defi nido na Instrução CVM nº 371.

Conforme as estimativas da Companhia, suas controladas e suas controladas em conjunto, os lucros tributáveis futuros permitem a realização do ativo fi scal diferido, existente em 31 de dezembro de 2010, conforme abaixo:

2011 ....................................................................... 135.709 62.1982012....................................................................... 108.544 35.0342013....................................................................... 108.544 35.0342014....................................................................... 108.544 35.0342015 a 2016 ........................................................... 108.544 35.034 569.885 202.334

Consolidado IFRS

Controladora BRGAAP

2010 2010

b) Conciliação da Despesa com Imposto de Renda e Contribuição Social:A conciliação da despesa nominal de Imposto de Renda (alíquota de 25%) e da Contri-buição Social (alíquota de 9%) com a despesa efetiva apresentada na Demonstração de Resultado é como segue:

Consolidado IFRS2010 2009

Lucro Antes do Imposto de Renda e Contribuição Social ............................................. 1.466.369 1.536.063Imposto de Renda e Contribuição Social – Despesa Nominal .................................. (498.565) (522.261)Efeitos Fiscais Incidentes sobre: ........................... Juros sobre Capital Próprio ................................... 72.683 72.494Ajuste Valor Presente (AVP) ................................. – (9.958)Incentivos Fiscais .................................................. 14.462 17.391Resultado de Equivalência Patrimonial ................ – 1.818Contribuições e Doações Indedutíveis .................. (3.616) (3.886)Ajuste Imposto de Renda e Contribuição Social – Exercício anterior .................................. 1.607 –Outros .................................................................... 31.170 11.495Imposto de Renda e Contribuição Social - Despesa Efetiva .................................... (382.259) (432.907)Imposto Corrente ................................................ (453.693) (511.312)Imposto Diferido ................................................. 71.434 78.405Alíquota Efetiva .................................................. 26,07% 28,18%

Lucro Antes do Imposto de Renda e Contribuição Social ................................................................... 1.431.692 1.529.300Imposto de Renda e Contribuição Social – Despesa Nominal .................................. (486.775) (519.962)Efeitos Fiscais Incidentes sobre: ........................... Juros sobre Capital Próprio ................................... 72.683 72.494Ajuste Valor Presente (AVP) ................................. – (9.958)Incentivos Fiscais .................................................. 13.861 15.058Resultado de Equivalência Patrimonial ................ 72.247 4.246Contribuições e Doações Indedutíveis .................. (3.616) (3.886)Ajuste Imposto de Renda e Contribuição Social – Exercício anterior .................................. 1.607 –Outros .................................................................... (17.589) 15.864Imposto de Renda e Contribuição Social - Despesa Efetiva .................................... (347.582) (426.144) Imposto Corrente ................................................ 409.645 507.376Imposto Diferido ................................................. (62.063) (81.232)

Controladora BRGAAP2010 2009

Incentivo fi scal IRPJ da Transmissora Aliança de Energia Elétrica S.A. – TAESA

O Ministério de Integração Nacional por meio da Agência de Desenvolvimento do Nordeste - ADENE e da Agência para o Desenvolvimento da Amazônia - ADA, emitiu Laudo Constitutivo nº 169/2004 e Laudo Constitutivo nº 0260/2003, que outorga à parte das controladas da TAESA o benefício fi scal relativo à redução de 75% do imposto de renda devido pela atividade desenvolvida na região incentivada.

10 . DEPÓSITOS VINCULADOS A LITÍGIOOs depósitos vinculados a litígio referem-se, principalmente, a contingências traba-lhistas e a obrigações fi scais.

Os principais depósitos vinculados a litígio, relativos às obrigações fi scais, referem-se ao Imposto de Renda na Fonte sobre Juros sobre Capital Próprio e ao ICMS – referente a exclusão da base de cálculo do PIS/COFINS.

Trabalhista ............................................................ 34. 875 36.295 33.618Obrigações FiscaisImposto de Renda sob JCP ..................................... 8.014 8.014 –PASEP/COFINS ..................................................... 78.266 41.959 14.132Outros .................................................................... 2.282 1.764 1.254Outros .................................................................... 2.486 1.213 528 125.923 89.245 49.532


Trabalhista ............................................................ 34.801 36.254 33.618Obrigações FiscaisImposto de Renda sob JCP ..................................... 8.014 8.014 –PASEP/COFINS ..................................................... 78.266 41.793 14.132Outros .................................................................... 988 1.281 1.254Outros .................................................................... 1.687 528 528 123.756 87.870 49.532


Os saldos de depósitos judiciais relativos à PASEP/COFINS possuem provisão corres-pondente na rubrica de Impostos, Taxas e Contribuições. Vide detalhes na Nota Expli-cativa nº 15.



11 . ATIVOS FINANCEIRO DA CONCESSÃO

Conforme mencionado na nota explicativa nº 2, item 2.6.a, os contratos de concessão de transmissão de energia e de geração eólica da Companhia estão dentro dos critérios de aplicação da Interpretação Técnica ICPC.01 (IFRIC 12), que trata de contabilidade de concessões.

Os saldos dos ativos fi nanceiros são como segue:

Concessões de transmissão novas .............................................................................................. 2.743.677 1.525.009 3.510Concessões de transmissão antigas ............................................................................................ 744.697 730.227 731.434 3.488.374 2.255.236 734.944

Circulante ........................................................................................................................... 360.508 41.207 39.938Não Circulante ................................................................................................................... 3.127.866 2.214.029 695.006


12. INVESTIMENTOS

O quadro abaixo apresenta um sumário das informações fi nanceiras em empresas controladas, coligadas e empreendimentos controlados em conjunto. As informações apresentadas abaixo não foram ajustadas pelo percentual de participação mantido pela Companhia.

Em Sociedade Controlada e Controladas em ConjuntoHidrelétrica Cachoeirão ........................................................................ 23.164 22.715 17.276Guanhães Energia ................................................................................. 10.333 10.191 9.608Hidrelétrica Pipoca ................................................................................ 18.031 18.027 3.632Cemig Baguari Energia ........................................................................ 6 18 12Madeira Energia ................................................................................... 9.981 – 10Lightger ................................................................................................. 35.325 – –Baguari Energia .................................................................................... 181.373 178.969 140.370 EBTE ................................................................................................... 114.839 78.423 6.985 Central Eólica Praias de Parajuru ....................................................... 35.104 37.124 – Central Eólica Volta do Rio ................................................................ 58.346 61.082 – Central Eólica Praias de Morgado ....................................................... 27.134 28.256 – TAESA ................................................................................................ 1.437.839 785.177 –

Transmissora Alterosa ........................................................................... – 15.260 –Ágio na Aquisição de Participação na TAESA ..................................... 670.978 389.959 –Ágio na Aquisição de Participação na C. E. Praias de Parajuru ........... 28.582 30.070 –Ágio na Aquisição de Participação na C. E. Volta do Rio .................... 22.198 30.808 –Ágio na Aquisição de Participação na C.E. Praias de Morgado ........... 39.711 43.843 –Outros .................................................................................................... 1.571 1.743 13.474 2.714.515 1.731.665 191.367


a) As principais informações sobre as controladas e controladas em conjunto são como segue:

Hidrelétrica Cachoeirão ...................................... 35.000.000 49,00 35.000 47.273 2.780 11.704Guanhães Energia ................................................ 52.000.000 49,00 19.608 21.088 – 1.480Hidrelétrica Pipoca .............................................. 40.610.000 49,00 40.610 36.798 – (333)Cemig Baguari Energia ....................................... 1.000 100,00 1 6 – (17)Madeira Energia .................................................. 359.100.000 10,00 359.100 99.814 – (204.443)Baguari Energia ................................................... 1.000.000 69,39 10 261.346 – (119)EBTE ..................................................................... 198.200.000 49,00 219.759 234.366 3.408 14.350Central Eólica Praias de Parajuru ....................... 70.560.000 49,00 70.560 71.644 – (4.068)Central Eólica Volta do Rio ................................. 117.230.000 49,00 117.230 119.072 – (5.574)Central Eólica Praias de Morgado ..................... 52.960.000 49,00 52.960 55.375 – (2.290)Lightger ................................................................. 70.085.000 49,00 70.085 72.092 – 27TAESA .................................................................. 263.498.907 56,69 1.312.536 2.507.574 202.891 428.629

Sociedades Controladas em ConjuntoQuantidade

de Ações

Em 31 de dezembro de 2010Janeiro a

dezembro de 2010Partici pação

(%)Capital Social

Patrimônio Líquido Divi dendos

Lucro(Prejuízo)

Hidrelétrica Cachoeirão ................................... 35.000.000 49,00 35.000 46.770 61 11.576Guanhães Energia ............................................ 52.000.000 49,00 19.608 20.799 – 1.191Hidrelétrica Pipoca ........................................... 35.382.415 49,00 40.610 36.790 – (2.978)Cemig Baguari Energia ................................... 1.000 100,00 1 18 (41)Madeira Energia ............................................... 100.000 10,00 100 (101.408) – (68.777)Baguari Energia ................................................ 1.000.000 69,39 10 257.926 – –EBTE ................................................................. 49.604.465 49,00 156.499 160.164 – 3.665Central Eólica Praias de Parajuru .................... 70.560.000 49,00 70.560 75.763 – 1.800Central Eólica Volta do Rio .............................. 117.230.000 49,00 117.242 124.657 – 3.736Central Eólica Praias de Morgado .................. 52.960.000 49,00 52.960 57.655 – 1.657TAESA ............................................................... 263.498.907 32,27 1.312.536 2.433.148 – 358.522Transmissora Alterosa....................................... 34.253.504 49,00 34.254 31.142 – (3.112)


de Ações

Em 31 de dezembro de 2009Janeiro a

dezembro de 2009Partici pação

(%)Capital Social

Patrimônio Líquido Divi dendos

Lucro(Prejuízo)

Hidrelétrica Cachoeirão S.A. ....................... 35.000.000 49,00 35.000 35.000 – 256Guanhães Energia S. A................................. 52.000.000 49,00 19.608 19.608 – –Hidrelétrica Pipoca S.A ................................ 7.413.296 49,00 7.413 7.413 – –Madeira Energia S.A. ................................... 100.000 10,00 100 100 – –Cemig Baguari Energia S.A. ........................ 1.000 100,00 1 12 – –Baguari Energia S.A. ................................... 1.000.000 69,39 10 202.288 – –EBTE ............................................................ 29.267.465 49,00 14.255 14.255 – –


de Ações

Em 1 de janeiro de 2009 Em 1 de janeiro de 2009Participação

(%)Capital Social


Lucro(Prejuízo)

A movimentação dos investimentos em sociedades controladas e controladas em conjunto é a seguinte:

Hidrelétrica Cachoeirão .............................. 22.715 5.735 – (5.282) (4) 23.164Guanhães Energia ....................................... 10.191 142 – – – 10.333Hidrelétrica Pipoca ...................................... 18.027 (163) – – 167 18.031Cemig Baguari Energia ............................... 18 (17) 5 – – 6Madeira Energia .......................................... (10.141) (20.444) 35.900 – 4.666 9.981Baguari Energia ........................................... 178.969 (83) 2.487 – – 181.373 EBTE ........................................................... 78.423 7.032 30.997 (1.700) 87 114.839 Central Eólica Praias de Parajuru .............. 37.124 (1.993) – – (27) 35.104 Central Eólica Volta do Rio ........................ 61.082 (2.731) – – (5) 58.346 Central Eólica Praias de Morgado ............. 28.256 (1.122) – – – 27.134 TAESA ........................................................ 785.177 242.989 524.699 (149.337) 34.311 1.437.839Lightger ........................................................ – 13 37.418 (2.106) 35.325...................................................................... 1.209.841 229.358 631.506 (156.319) 37.089 1.951.475


Aportes/ Aquisições


Hidrelétrica Cachoeirão .............................. 17.276 5.672 – (30) (3) 22.715Guanhães Energia ....................................... 9.608 583 – – – 10.191Hidrelétrica Pipoca ...................................... 3.632 (1.871) 16.266 – – 18.027Cemig Baguari Energia ............................... 12 (41) 47 – – 18Madeira Energia .......................................... 10 (10.151) – – – (10.141)Baguari Energia ........................................... 140.373 – 38.596 – – 178.969 EBTE ........................................................... 6.985 – 71.438 – – 78.423 Central Eólica Praias de Parajuru .............. – 245 34.384 – 2.495 37.124 Central Eólica Volta do Rio ........................ – 1.019 57.287 – 2.776 61.082 Central Eólica Praias de Morgado ............. – 160 25.899 – 2.197 28.256 TAESA ........................................................ – 115.695 660.975 – 8.507 785.177 177.896 111.311 904.892 (30) 15.972 1.209.841


Aportes/ Aquisições


Os saldos integrais das controladas controladas em conjunto em 2010, 2009 e em 1º de janeiro de 2009, cuja consolidação foi propor-cional, são como segue:

AtivoCirculante ............................................................................ 16.603 – 4.487 2.093 6.859Não circulante ..................................................................... 101.128 261.447 16.711 1.919.904 117.363Total do ativo ..................................................................... 117.731 261.447 21.198 1.921.997 124.222

PassivoCirculante ............................................................................ 12.261 101 33 300 7.096Não circulante ..................................................................... 58.197 77 1.821.883 80.328Patrimônio Líquido ............................................................. 47.273 261.346 21.088 99.814 36.798Total do passivo ................................................................. 117.731 261.447 21.198 1.921.997 124.222

Demonstração do ResultadoReceita líquida de vendas .................................................... 23.486 – – – 6.688Custo das vendas ................................................................. (5.300) – – – (1.052)Lucro bruto .......................................................................... 18.186 – – – 5.636Despesas gerais e administrativas ....................................... (820) (119) – (444) (3.825)Resultado fi nanceiro líquido ............................................... (4.384) – 1.480 (203.999) (2.144)Resultado operacional ......................................................... 12.982 (119) 1.480 (204.443) (333)Imposto de renda e contribuição social ............................... (1.278) – – – –Resultado antes da participação minoritária ...................... 11.704 (119) 1.480 (204.443) (333)Lucro líquido do exercício ................................................ 11.704 (119) 1.480 (204.443) (333)

Em 31 de dezembro de 2010Hidrelétrica Cachoeirão

Baguari Energia

Guanhães Energia

Madeira Energia

Hidrelétrica Pipoca

AtivoCirculante ..................................................... 40.539 10.813 9.264 10.269 3.264 1.158.488Não circulante .............................................. 390.591 186.596 197.420 336.025 94.420 3.414.750Total do ativo .............................................. 431.130 197.409 206.684 346.294 97.684 4.573.238

PassivoCirculante ..................................................... 31.411 18.047 17.308 22.708 25.591 570.369Não circulante .............................................. 165.353 107.718 134.001 204.514 – 1.495.296Patrimônio Líquido ...................................... 234.366 71.644 55.375 119.072 72.093 2.507.573Total do passivo .......................................... 431.130 197.409 206.684 346.294 97.684 4.573.238

Demonstração do ResultadoReceita líquida de vendas ............................. 206.288 20.484 18.602 28.434 – 798.593Custo das vendas .......................................... (184.546) (14.883) (14.076) (26.815) – (72.593)Lucro bruto ................................................... 21.742 5.601 4.526 1.619 – 726.000Despesas gerais e administrativas ................ – (700) (572) (558) (588) (44.286)Resultado fi nanceiro líquido ........................ – (8.408) (6.449) (6.900) 722 (124.612)Resultado operacional .................................. (3.507) (2.495) (5.839) 134 557.102Imposto de renda e contribuição social ........ (7.932) (561) 205 265 (107) (128.473)Resultado líquido do exercício .................. 14.350 (4.068) (2.290) (5.574) 27 428.629

Em 31 de dezembro de 2010 EBTE

Central Eólica de Parajuru

Central Eólica de Morgado

Central Eólica de

Volta do Rio Lichtger Taesa

AtivoCirculante .............................................................................. 18.469 14 4.969 200.356 18.836Não circulante ....................................................................... 103.080 257.913 15.919 1.117.536 73.598Total do ativo ....................................................................... 121.549 257.927 20.888 1.317.892 92.434PassivoCirculante .............................................................................. 9.597 – 89 118 4.417Não circulante ....................................................................... 65.182 1 – 1.419.182 51.227Patrimônio Líquido ............................................................... 46.770 257.926 20.799 (101.408) 36.790Total do passivo ................................................................... 121.549 257.927 20.888 1.317.892 92.434Demonstração do ResultadoReceita líquida de vendas ...................................................... 22.721 – – – Custo das vendas ................................................................... (6.159) – – – –Lucro bruto ............................................................................ 16.562 – – – –Despesas gerais e administrativas ......................................... (116) – – (416) (1.036)Resultado fi nanceiro líquido ................................................. (3.741) – 1.191 (68.360) (1.942)Resultado operacional ........................................................... 12.705 – – – –Imposto de renda e contribuição social ................................. (1.129) – – – –Lucro antes da participação minoritária ............................... – – – – –Resultado líquido do exercício ........................................... 11.576 – 1.191 (68.777) (2.978)

Em 31 de dezembro de 2009Hidrelétrica Cachoeirão

Baguari Energia

Guanhães Energia

Madeira Energia

Hidrelétrica Pipoca



AtivoCirculante .............................................................................. 1.966 6.385 1.941 3.760 768.860Não circulante ....................................................................... 196.495 194.321 196.979 322.749 3.317.379Total do ativo ....................................................................... 198.461 200.706 198.820 326.509 4.086.039

PassivoCirculante .............................................................................. 38.297 16.720 17.307 28.985 953.779Não circulante ....................................................................... – 108.280 123.848 172.867 699.112Patrimônio Líquido ............................................................... 160.164 75.763 57.665 124.657 2.433.148Total do passivo ................................................................... 198.461 200.706 198.820 326.509 4.086.039

Demonstração do ResultadoReceita líquida de vendas ...................................................... 186.181 73.690 69.901 151.810 885.466Custo das vendas ................................................................... (182.516) (65.474) (66.573) (144.581) (214.432)Lucro bruto ............................................................................ 3.665 8.216 3.328 7.229 671.034Despesas gerais e administrativas ......................................... – (1.446) (892) (1.766) (37.098)Resultado fi nanceiro líquido ................................................. – (3.839) 353 731 (108.132)Resultado operacional ........................................................... 3.665 2.931 2.789 6.194 525.804Imposto de renda e contribuição social ................................. – (1.131) (1.132) (2.458) (167.282)Resultado líquido do exercício ........................................... 3.665 1.800 1.657 3.736 358.522

Em 31 de dezembro de 2009 EBTE

Central Eólica de Parajuru

Central Eólica de Morgado

Central Eólica de Volta do

Rio Taesa

AtivoCirculante ..................................................... 9.306 10 6.458 100 3.064 13.204Não circulante .............................................. 107.317 202.288 13.195 – 17.352 1.272Total do ativo .............................................. 116.623 202.298 19.653 100 20.416 14.476

PassivoCirculante ..................................................... 9.498 – 45 – 106 221Não circulante .............................................. 72.125 – – – 12.897 –Patrimônio Líquido ...................................... 35.000 202.298 19.608 100 7.413 14.255Total do passivo .......................................... 116.623 202.298 19.653 100 20.416 14.476

Demonstração do ResultadoReceita líquida de vendas ............................. 2.332 – – – – –Custo das vendas .......................................... (1.948) – – – – –Lucro bruto ................................................... 384 – – – – –Despesas gerais e administrativas ................ – – – – – –Resultado fi nanceiro líquido ........................ 68 – – – – –Resultado operacional .................................. 452 – – – – –Imposto de renda e contribuição social ........ (196) – – – –Resultado líquido do exercício .................. 256 – – – – –

Em 01 de janeiro de 2009Hidrelétrica Cachoeirão

Baguari Energia

Guanhães Energia

Madeira Energia

Hidrelétrica Pipoca EBTE

b) Ágio na aquisição de Participação

O ágio na aquisição das empresas adquiridas pela Companhia, correspondente à diferença entre o valor pago e o valor contábil da parti-cipação no Patrimônio Líquido das Controladas em Conjunto, decorre da mais valia das concessões. A amortização dos ágios ocorrerá durante o período remanescente de vigência das concessões.

c) Aquisição de Participação na Lightger

A Companhia adquiriu da Light, em 18 de agosto de 2010, 49% do Capital Social total e votante da Lightger, sociedade de propósito específi co controlada da Light, detentora da autorização da exploração do empreendimento PCH Paracambi. A Companhia pagou pela aquisição o valor de R$19.960 representando 25.939.013 ações ordinárias do Capital Social da Lightger. Não houve ágio decorrente desta operação a ser registrado.

Abaixo encontra-se o preço de compra reconhecido pela Companhia em 18 de agosto de 2010:

ATIVOCirculante ....................................................................................................................................................................... 3.987Permanente ..................................................................................................................................................................... 16.153ATIVO TOTAL ............................................................................................................................................................ 20.140

PASSIVOCirculante ....................................................................................................................................................................... 180PASSIVO TOTAL ........................................................................................................................................................ 180

ATIVO LÍQUIDO CONSOLIDADO ......................................................................................................................... 19.960

Preço total da compra ..................................................................................................................................................... 19.960Caixa e Equivalentes de Caixas ..................................................................................................................................... (3.836)Fluxo de caixa da aquisição menos da controlada ......................................................................................................... 16.124

Lightger

d) Aquisição de participação complementar na Transmissora Aliança de Energia Elétrica –TAESA

A Companhia realizou, no dia 6 de maio de 2010, a Oferta Pública de Aquisições de Ações e Units, detidas pelos acionistas não contro-ladores, por meio da Transmissora Alterosa de Energia Elétrica, com a aquisição de 86,17% destas ações, o que corresponde a 29,42% do capital total da TAESA, pelo valor de R$1.001.851 (R$15,57 por ação).

Foi apurado um ágio de R$523.367, correspondente à rentabilidade futura em função da exploração das concessões no prazo previsto pelo regulador. A amortização do ágio ocorrerá durante o período remanescente de vigência das concessões.

Com esta Operação, a Companhia, juntamente com o Fundo de investimentos em Paticipação Coliseu, concluiu o processo de aquisição da Taesa (antiga Terna Participações). Parte dos acionistas não controladores não aderiram à Oferta Pública de Aquisições de ações, permanecendo 4,72% das ações da TAESA em circulação no Mercado.

O ágio na aquisição da empresa Terna Participações S.A., correspondente a diferença entre o valor pago e o valor contábil da partici-pação no Patrimônio Líquido dessa controlada em conjunto e decorre da rentabilidade futura em função da exploração da concessão no prazo previsto pelo regulador. A amortização do ágio, registrado no Intangível, ocorrerá durante o período remanescente de vigência das concessões.

13. IMOBILIZADO

Em Serviço ........................................................................................... 16.510.237 (10.102.867) 6.407.370 Terrenos ............................................................................................... 378.839 – 378.839 Reservatórios, Barragens e Adutoras .................................................. 7.199.728 (4.333.176) 2.866.552 Edifi cações, Obras Civis e Benfeitorias .............................................. 1.953.212 (1.286.328) 666.884 Máquinas e Equipamentos .................................................................. 6.960.372 (4.467.949) 2.492.423 Veículos ............................................................................................... 7.486 (5.689) 1.797 Móveis e Utensílios ............................................................................. 10.600 (9.725) 875Em Curso ............................................................................................. 216.248 – 216.248Imobilizado Líquido - Controladora .................................................... 16.726.485 (10.102.867) 6.623.618

Controladora

01 de janeiro de 2009

Custo HistóricoDepreciação Acumulada Valor Líquido

Em Curso ............................................................................................. 230.545 – 230.545Imobilizado Líquido - Consolidado .................................................... 16.957.030 (10.102.867) 6.854.163

Controladas

01 de janeiro de 2009


Em Serviço ........................................................................................... 16.527.527 (10.390.989) 6.136.538 Terrenos ............................................................................................... 379.659 – 379.659 Reservatórios, Barragens e Adutoras .................................................. 7.230.347 (4.442.253) 2.788.094 Edifi cações, Obras Civis e Benfeitorias .............................................. 1.986.427 (1.350.192) 636.235 Máquinas e Equipamentos .................................................................. 6.913.762 (4.583.406) 2.330.356 Veículos ............................................................................................... 6.763 (5.425) 1.338 Móveis e Utensílios ............................................................................. 10.569 (9.713) 856Em Curso ............................................................................................. 139.453 – 139.453Imobilizado Líquido - Consolidado ................................................... 16.666.980 (10.390.989) 6.275.991

Controladora

2009


Em Serviço ........................................................................................... 61.731 (1.034) 60.697 Terrenos ............................................................................................... 889 – 889 Reservatórios, Barragens e Adutoras .................................................... 23.410 (390) 23.020 Edifi cações, Obras Civis e Benfeitorias .............................................. 7.048 (130) 6.917 Máquinas e Equipamentos .................................................................. 30.364 (513) 29.851 Móveis e Utensílios ............................................................................. 20 (1) 19Em Curso ............................................................................................. 584.518 – 584.518Imobilizado Líquido - Consolidado ................................................... 17.313.229 (10.392.023) 6.921.206

Controladas

2009


Em Serviço ........................................................................................... 16.546.500 (10.727.554) 5.818.946 Terrenos ............................................................................................... 380.027 – 380.027 Reservatórios, Barragens e Adutoras .................................................. 7.225.403 (4.583.066) 2.642.337 Edifi cações, Obras Civis e Benfeitorias .............................................. 1.975.318 (1.387.560) 587.758 Máquinas e Equipamentos .................................................................. 6.938.860 (4.740.487) 2.198.373 Veículos ............................................................................................... 16.371 (6.667) 9.704 Móveis e Utensílios ............................................................................. 10.521 (9.774) 747 Em Curso ............................................................................................. 128.593 – 128.593Imobilizado Líquido - Controladora .................................................... 16.675.093 (10.727.554) 5.947.539

Controladora

2010


Em Serviço ........................................................................................... 60.757 (4.558) 56.199 Terrenos ............................................................................................... 889 – 889 Reservatórios, Barragens e Adutoras .................................................. 23.423 (883) 22.540 Edifi cações, Obras Civis e Benfeitorias .............................................. 12.081 (1.083) 10.998 Máquinas e Equipamentos .................................................................. 23.023 (1.990) 21.033 Veículos ............................................................................................... 298 (212) 86 Móveis e Utensílios ............................................................................. 1.043 (390) 653 Em Curso ............................................................................................. 1.020.736 – 1.020.736Total do Imobilizado - Controladas ................................................... 1.081.493 (4.558) 1.076.935Imobilizado Líquido - Consolidado ................................................... 17.756.586 (10.732.112) 7.024.474

Controladas

2010


Movimentação 2009

Em Serviço ..................................................... 6.407.370 108.331 (81.829) (297.337) 6.136.538 Terrenos ......................................................... 378.839 980 (160) – 379.659 Reservatórios, Barragens e Adutoras ............ 2.866.563 30.568 – (109.027) 2.788.094 Edifi cações, Obras Civis e Benfeitorias............. 666.884 35.175 (4.203) (61.621) 636.235 Máquinas e Equipamentos ............................ 2.492.423 41.497 (76.960) (126.604) 2.330.356 Veículos ......................................................... 1.797 (5) (421) (33) 1.338 Móveis e Utensílios ....................................... 875 118 (85) (52) 856 Em Curso ....................................................... 216.248 (65.285) (11.510) – 139.453

Imobilizado Líquido - Controladora ........... 6.623.618 43.048 (93.339) (297.337) 6.275.991

ControladoraSaldo em

01/01/2009Adição/

Transfe rências Baixa Depre ciaçãoSaldo em

31/12/2009



– 61.826 – (1.129) 60.697Terrenos ...................... – 889 – – 889Reservatórios, Barragens e Adutoras ................. – 23.455 – (434) 23.021Edifi cações, Obras Civis e Benfeitorias ..... – 7.048 – (131) 6.917Máquinas e Equipamentos ........... – 30.415 – (564) 29.851Móveis e Utensílios .... – 19 – – 19Em Curso .................. 230.545 353.973 – – 584.518Imobilizado Líquido - Controladora ........... 230.545 415.799 – (1.129) 645.215 Imobilizado Líqui- do - Consolidado .... 6.854.163 458.845 (93.339) (298.466) 6.921.206

ControladasSaldo em

01/01/2009

Adição/ Transfe-rências Baixa

Depre-ciação

Saldo em 31/12/2009

Movimentação 2010

Em Serviço ................ 6.136.538 65.703 (51.913) (331.380) 5.818.948 Terrenos .................... 379.659 369 (1) – 380.027 Reservatórios, Barra- gens e Adutoras ...... 2.788.094 334 (11.436) (134.653) 2.642.339 Edifi cações, Obras Civis e Benfeitorias 636.235 709 (5.857) (43.329) 587.758 Máquinas e Equipamentos ......... 2.330.356 53.714 (34.306) (151.391) 2.198.373 Veículos .................... 1.338 10.557 (190) (2.002) 9.703 Móveis e Utensílios ... 856 20 (123) (5) 748Em Curso .................. 139.453 (10.862) – – 128.591Imobilizado Líqui- do - Controladora ... 6.275.991 54.845 (51.913) (331.380) 5.947.539


31/12/2009

Adição/ Capita-lização Baixa

Depre-ciação

Saldo em 31/12/2010

Em Serviço ................ 60.697 4.953 (8.186) (1.265) 56.199 Terrenos .................... 889 – – – 889 Reservatórios, Barra- gens e Adutoras ...... 23.021 6 – (487) 22.540 Edifi cações, Obras Ci- vis e Benfeitorias ..... 6.917 4.227 – (146) 10.998 Máquinas e Equipamentos ......... 29.851 – (8.186) (632) 21.033 Veiculos .................... – 86 – – 86 Móveis e Utensílios .... 19 634 – – 653 Em Curso ................ 584.518 436.218 – – 1.020.736 Imobilizado Líqui- do - Controladas ..... 645.215 441.171 (8.186) (1.265) 1.076.935 Imobilizado Líqui- do - Consolidado .... 6.921.204 496.014 (60.099) (332.645) 7.024.474

ControladasSaldo em

31/12/2009

Adição/ Transfe-rências Baixa

Depre-ciação

Saldo em 31/12/2010

(1) Saldos de participações em consórcios. Vide detalhes mais abaixo.

As Obrigações Especiais Vinculadas à Concessão referem-se, basicamente, a contribui-ções de consumidores para execução de Empreendimentos necessários ao atendimento de pedidos de fornecimento de energia elétrica.

A Companhia não identifi cou indícios de perda do valor recuperável de seus Ativos Imobilizados. Os contratos de concessão, exceto quanto às eólicas, prevêem que ao fi nal do prazo de cada concessão o Poder Concedente determinará o valor a ser indenizado à Companhia, de forma que a Administração entende que o valor contábil do imobilizado não depreciado ao fi nal da concessão será reembolsável pelo Poder Concedente.

A ANEEL, em conformidade ao marco regulatório brasileiro, é responsável por estabe-lecer a vida útil econômica dos ativos de geração e transmissão do setor elétrico, com revisões períodicas nas estimativas. As taxas estabelecidas pela Agência são utilizadas nos processos de revisão tarifária, cálculo de indenização ao fi nal da concessão e são reconhecidas como uma estimativa razoável da vida útil dos ativos da concessão. Dessa forma, essas taxas foram utilizadas como base para amortização do Ativo Imobilizado.

A taxa de depreciação média anual é de 2,46%. As principais taxas anuais de depre-ciação, de acordo com a Resolução ANEEL nº 367, de 2 de junho de 2009, são as seguintes:

Edifi cações ................ 4,0 Chave Sistema ......... 3,3 Software .................. 20,0Gerador ..................... 3,3 Disjuntor ................. 3,0 Veículos .................. 20,0Turbina Hidráulica .... 2,5 Torre Metálica ......... 2,5 Equipamento Geral . 10,0 TransformadorCasa de Força ............ 2,0 de Força ................... 2,5 Edifi cação ............... 4,0 Condutor nuBarragem ................... 2,0 de alumínio ............. 2,5Equipamento Geral ... 10,0 Equipamento Geral . 10,0Equipamentos de Tomada d’água ........ 3,7 Religadores ............. 4,3Estrutura de Tomada d’água ...................... 4,0Conduto Forçado ....... 3,1

Geração (%) Transmissão (%) Administração (%)

De acordo com os artigos 63 e 64 do Decreto n.º 41.019, de 26 de fevereiro de 1957, os bens e instalações utilizados na geração e transmissão, são vinculados a esses serviços, não podendo ser retirados, alienados, cedidos ou dados em garantia hipotecária sem a prévia e expressa autorização do Órgão Regulador. A Resolução ANEEL n.º 20/99 regu-lamenta a desvinculação de bens das concessões do serviço público de energia elétrica, concedendo autorização prévia para desvinculação de bens inservíveis à Concessão, quando destinados à alienação, determinando que este produto seja depositado em conta bancária vinculada, sendo aplicado na concessão.

A composição das obrigações vinculadas à concessão do serviço público de energia elétrica é como segue:

Participação da União ........................... (10) – –Participação dos Municípios ................. – –Participação do Consumidor ................. (1.917) – –Outros .................................................... (10.269) (10.411) (9.539) (12.196) (10.411) (9.539)

2010 2009 01/01/2009

ConsórciosA Companhia participa em consórcios de concessões de geração de energia elétrica, para os quais não foram constituídas empresas com característica jurídica independente para administrar o objeto da referida concessão, sendo mantidos os controles no Ativo Imobilizado e Intangível, Atividade Não Vinculada, conforme Despacho ANEEL nº 3.467, de 18 de Setembro de 2008, da Companhia da parcela específi ca equivalente aos investimentos efetuados, conforme segue:

Em serviço ....................... Usina de Porto Estrela .... 33,33% 2,48 38.627 38.625 38.625 Usina Igarapava .............. 14,50% 2,58 55.554 55.554 55.554 Usina de Funil ................ 49,00% 2,64 182.360 182.360 181.402 Usina de Queimado ........ 82,50% 2,45 206.729 206.724 193.599 Usina de Aimorés ........... 49,00% 2,62 549.537 549.538 543.684 Depreciação acumulada ... (165.303) (138.115) (111.658)Total em operação ............ 867.504 894.686 901.206Em curso .......................... Usina de Queimado ........ 82,50% 1.579 – 13.125 Usina de Funil ................ 49,00% 648 739 755 Usina de Aimorés ........... 49,00% 1.187 759 5.853 Usina Igarapava .............. 14,50% 1.171 – – Usina Porto Estrela ......... 33,33% 156 – –Total em construção ....... 4.741 1.498 19.733Total de Consórcios - Controladora ................ 872.245 896.184 920.939 Usina de Baguari - em construção .................... 34,00% 181.416 178.960 140.363Total de Consórcios - Consolidado .................. 1.053.661 1.075.144 1.061.302

Partici-pação na energia gerada

Taxa Média Anual de Depre-

ciação % 2010 2009 01/01/2009

A depreciação dos bens integrantes do ativo imobilizado dos consórcios é calculada pelo método linear, também com base em taxas estabelecidas pela ANEEL.

A Companhia transferiu em 2008 a sua participação na usina de Baguari para a contro-lada em conjunto Baguari Energia e a ANEEL aprovou a transferência da concessão em 02 de fevereiro de 2010.

A participação dos demais consorciados na energia gerada nos empreendimentos é como segue:

Companhia de Tecidos Nortes de Minas Usina de Porto Estrela Gerais – COTEMINAS .................................. 33,34 VALE S.A. ...................................................... 33,33

Usina Igarapava VALE S.A. ...................................................... 38,15 Companhia Mineira de Metais – CMN .......... 23,93 Companhia Siderúrgica Nacional – CSN ....... 17,92 Mineração Morro Velho – MMV .................... 5,50

Usina de Funil VALE S.A. ...................................................... 51,00

Usina de Queimado Companhia Energética de Brasília ................. 17,50

Usina de Aimorés VALE S.A. ...................................................... 51,00

Usina de Baguari Furnas Centrais Elétricas S.A. ........................ 15,00 Baguari I Geração de Energia Elétrica S.A. ... 51,00

Consórcios Demais AcionistasPartici-

pação (%)

Custo Atribuído dos Ativos de GeraçãoConforme mencionado na Nota Explicativa nº 2, item 2.6.(b), a Companhia, em atenção a Interpretação Técnica ICPC 01 – Ativo Imobilizado, contratou empresa especializada para avaliação dos seus ativos de geração, com a defi nição do seu valor justo pelo custo de reposição. Não foi alterada a vida útil dos ativos, tendo em vista que são estimadas e defi nidas pela ANEEL.

Para os demais ativos de geração mais recentes, a Companhia entende que os valores contábeis refl etem basicamente o seu valor justo, não sendo feita nova avaliação dos ativos.A nova avaliação dos ativos de geração implicou em um aumento no valor desses ativos, com o registro em conta específi ca do Patrimônio Líquido de cada uma das controladas em conta denominada “Ajustes de avaliação patrimonial”, com o ajuste também refl exo no Patrimônio líquido da Companhia. Segue abaixo tabela como o resumo dos impactos decorrentes do custo atribuído aos ativos de geração na adoção inicial:

Intangível ...... 18.941 (16.668) 2.273 30.733 (28.245) 2.488 Terrenos ......... 195.925 – 195.925 328.698 – 328.698 Reservatórios, Barragens e Adutoras ...... 3.641.519 (1.367.247) 2.274.272 6.917.410 (4.271.378) 2.646.032 Edifi cações, Obras Civis e Benfeitorias . 867.412 (360.266) 507.146 1.865.691 (1.283.250) 582.441 Máquinas e Equipa- mentos ......... 2.067.640 (1.191.723) 875.917 6.477.335 (4.403.977) 2.073.358 Veículos ......... 5.060 (3.451) 1.609 7.429 (5.647) 1.782 Móveis e Utensílios .... 4.418 (4.241) 177 9.564 (9.357) 207Imobilizado Líquido ........ 6.800.915 (2.943.596) 3.857.319 15.636.860 (10.001.854) 5.635.006

Controladora

Valores Contábeis na Adoção Inicial em 01/01/2009

Valor Atribuído na Adoção Inicial em 01/01/2009

Custo Depre-ciação

Valor líquido Custo Depre ciação

Valor líquido

Conforme observado na tabela acima, a diferença entre o valor líquido decorrente da nova avaliação dos ativos na adoção inicial em relação ao valor contábil na mesma data foi de R$1.777.687, sendo os efeitos registrados em contrapartida a conta específi ca do Patrimônio Líquido denominada “Ajustes de Avaliação Patrimonial”.

Em função desse aumento no valor dos ativos, ocorreu um aumento na despesa com depreciação no resultado dos exercícios de 2009 e 2010, nos valores de R$200.950 e R$180.374, respectivamente.

14 . INTANGÍVEL

Em Serviço ........................ 517.071 (42.591) 474.480 234.155 33.512Servidão ............................. 12.915 (1.409) 11.506 11.752 10.975Concessão onerosa ............. 26.755 (7.074) 19.681 20.544 20.052Ativos da concessão ........... 349.687 (123) 349.864 93.365 –Direito Exploração de Concessão Serviço Público ............................. 94.376 (3.887) 90.489 104.722 –Outros ................................. 33.338 (30.098) 2.940 3.772 2.485

Em Curso .......................... (3.239) – 3.239 266.690 13.409Ativos em formação ........... 3.239 – 3.239 266.690 13.409Intangível Líquido - Controladora .................. 517.071 (42.591) 474.480 234.155 33.512

Consolidado

2010 2009 1/1/2009Custo


Valor Residual

Valor Residual

Valor Residual

Servidão ............................. 12.815 (1.407) 11.408 11.632 10.975 Concessão onerosa ............. 26.755 (7.074) 19.681 20.544 20.052 Ativos em formação ........... 711 – 711 2.011 1.730 Outros ................................. 32.464 (30.093) 2.371 1.827 2.485 Intangível Líquido - Controladora .................. 72.745 (38.574) 34.171 36.014 35.242

Consolidado

2010 2009 1/1/2009Custo


Valor Residual

Valor Residual

Valor Residual


Servidão ............... 10.975 777 11.752 Concessão onerosa ............... 20.052 492 20.544 Ativos da concessão............ – 200.040 – (1.953) – 198.087 Ativos em formação ............. 13.409 253.281 266.690 Outros ................... 2.485 1.287 3.772 46.921 455.877 – (1.953) – 500.845

2008 Adição BaixaAmor-tização Outros 2009


Servidão ............... 11.752 (246) 11.506 Concessão onerosa ............... 20.544 (863) 19.681 Ativos da concessão............ 198.087 5.522 – (26.707) 263.451 440.353 Ativos em formação ............. 266.690 (263.451) 3.239 Outros ................... 3.772 (832) 2.940 500.845 5.522 (1.941) (26.707) – 477.719

2009 Adição BaixaAmor-tização

Trans-fência 2010

Os ativos intangíveis Direito de Uso de Softwares, Marcas e Patentes, Servidão Tempo-rária e outros são amortizáveis pelo método linear e as taxas utilizadas são as defi nidas pela ANEEL.

A Companhia não identifi cou indícios de perda do valor recuperável de seus ativos intangíveis, que são de vida útil defi nida, e que vem sendo amortizados pelo prazo de concessão ou pelos prazos defi nidos na ReN ANEEL nº367/09.

15. FORNECEDORES

CirculanteSuprimento e Transporte de Energia Elétrica - Compra de Energia Livre durante o Racionamento .................................................. – – 24.215 Mercado Atacadista - CCEE ................................ 11.624 2.330 11.600 Cemig Distribuição .............................................. 3.066 4.093 6.193 Furnas ................................................................... 3.708 4.222 4.641 CTEEP – Cia. Trans. Energia Elétrica Paulista ............................................................... 3.000 3.102 3.291 CHESF – Cia. Hidroelétrica do São Francisco ..................................................... 2.510 2.845 3.034 Eletronorte – Centrais Elétricas do Norte do Brasil ............................................................. 2.360 2.031 2.208 Eletrosul – Centrais Elétricas .............................. 1.838 1.969 2.014 Outros Geradores e Distribuidores ....................... 51.292 40.733 18.128 79.398 61.325 75.324Materiais e Serviços ............................................... 96.394 86.228 71.328 175.792 147.553 146.652




CirculanteSuprimento e Transporte de Energia Elétrica - Compra de Energia Livre durante o Racionamento .................................................. – – 23.750 Mercado Atacadista - CCEE ................................ 11.624 2.330 11.600 Cemig Distribuição .............................................. 3.066 4.093 6.193 Furnas ................................................................... 3.708 4.222 4.641 CTEEP – Cia. Trans. Energia Elétrica Paulista .... 3.000 3.102 3.291 CHESF – Cia. Hidroelétrica do São Francisco .... 2.510 2.845 3.034 Eletronorte – Centrais Elétricas do Norte do Brasil ............................................................. 2.360 2.031 2.208 Eletrosul – Centrais Elétricas .............................. 1.838 1.969 2.014 Outros Geradores e Distribuidores ....................... 52.638 31.160 18.128 80.744 51.752 74.859Materiais e Serviços ............................................... 34.383 32.226 50.627 115.127 83.978 125.486


16. IMPOSTOS, TAXAS E CONTRIBUIÇÕES E IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL

a) Impostos, Taxas e Contribuições

Circulante ICMS .................................................................... 27.914 26.736 33.263 COFINS ............................................................... 20.716 21.736 18.481 PASEP .................................................................. 4.503 9.976 4.026 INSS ..................................................................... 4.794 3.859 3.918 Outros ................................................................... 2.327 5.657 3.081 60.254 67.964 62.769Não Circulante COFINS ............................................................... 109.921 38.832 14.493 PASEP .................................................................. 23.848 8.431 3.146 133.769 47.263 17.639 Obrigações diferidas............................................. COFINS .............................................................. – – 270 PASEP ................................................................ – – 59 – – 329 133.769 47.263 17.968 194.023 115.227 80.737


Circulante ICMS .................................................................... 27.535 26.483 33.128 COFINS ............................................................... 19.501 21.198 18.415 PASEP .................................................................. 4.234 9.859 3.998 INSS ..................................................................... 4.202 3.686 3.898 Outros ................................................................... 899 2.831 3.046 56.371 64.057 62.485Não Circulante COFINS ............................................................... 66.751 38.832 14.493 PASEP .................................................................. 14.492 8.431 3.146 81.243 47.263 17.639 Obrigações diferidas............................................. COFINS .............................................................. – – 270 PASEP ................................................................ – – 59 – – 329 81.243 47.263 17.968 137.614 111.320 80.453


As obrigações não circulantes de PASEP/COFINS referem-se ao questionamento judi-cial da constitucionalidade da inclusão do ICMS na base de cálculo desses impostos, sendo requerida, inclusive, a compensação dos valores recolhidos nos últimos 10 anos. A Companhia obteve liminar para não efetuar o recolhimento e autorização para o depó-sito judicial a partir de 2008.

As obrigações diferidas de Não Circulante de Imposto de Renda e Contribuição Social referem-se substancialmente ao efeito fi scal do custo atribuído aos ativos de geração na adoção inicial da ICPC 10.

As demais obrigações a pagar com Imposto de Renda e Contribuição Social registradas no circulante serão compensadas com as antecipações constantes do ativo, na rubrica de tributos compensáveis.

b) Impostos de Renda e Contribuições Sociais

Circulante Imposto de Renda ................................................. 5.556 14.146 29 Contribuição Social .............................................. 2.679 11.990 47 8.235 26.136 75Não Circulante Obrigações diferidas Imposto de Renda ............................................... 436.995 531.767 523.276 Contribuição Social ............................................ 254.053 191.435 188.379 691.048 723.202 711.655 699.283 749.338 711.730


Não Circulante Obrigações diferidas Imposto de Renda ............................................... 427.143 473.784 523.276 Contribuição Social ............................................ 153.772 170.561 188.379 580.915 644.345 711.655


17 . EMPRÉSTIMOS, FINANCIAMENTOS E DEBÊNTURES


(1) a (3) Foram contratados “swaps” com troca de taxa. Seguem as taxas dos empréstimos e fi nanciamentos considerando os swaps: (1) 111,00% do CDI; (2) CDI + 2,98% a.a.; (3) CDI + 3,01% a.a..(4) Debêntures Simples, não conversíveis em ações, sem garantia nem preferência, nominativa e escritural. (5) Empréstimo realizado pela controlada em conjunto Hidrelétrica Cachoeirão S.A.(6) Contratos ajustados a valor presente, conforme alterações da Lei das Sociedades Anônimas, Lei 11.638/07.(7) Empréstimo realizado para a controlada em conjunto Madeira Energia S.A.(8) Empréstimo realizado para a controlada em conjunto Hidrelétrica Pipoca S.A.(9) Crédito para integralização do capital social da Hidrelétrica Pipoca S.A.(10) Empréstimo realizado para a controlada em conjunto Praia de Morgado S.A.(11)Empréstimo realizado para a controlada em conjunto Praia de Parajuru S.A.(12) Empréstimo realizado para a controlada em conjunto Volta do Rio S.A.(13) Empréstimo realizado para a controlada em conjunto TAESA(14) Empréstimo realizado para a controlada em conjunto EBTE(15) 3 ª Emissão de Notas Promissórias da Companhia(16) Contratos com taxas e valores ajustados de acordo com CPC 08 : * Taxa contratual ** Taxa efetiva do custo de transação

Em 03 de março de 2010, a Companhia concluiu a 2ª Emissão Pública de Debêntures Simples, por meio da qual foram emitidas 270.000 debêntures simples, não conversíveis em ações, da espécie quirografária, em duas séries, com valor nominal unitário de R$10, totalizando R$2.700.000, destinada ao pré pagamento da 3ª Emissão de Notas Promissórias (Commercial Papers) mencionadas acima . As debêntures da primeira série, no montante de R$1.586.058 (valor atualizado de 09 de março de 2010), têm prazo de vencimento de 24 meses a contar da data de emissão e remuneração de taxa DI mais Spread de 0,90%. As debêntures de segunda série, no montante de R$1.162.222 (valor atualizado de 10 março de 2010) têm prazo de vencimento de 60 meses a contar da data de emissão e remuneração de juros de 7,6796% ao ano. Essas debêntures contam com o aval da sua controladora, a Companhia Energética de Minas Gerais - CEMIG.

Em 15 de dezembro de 2010, TAESA emitiu 8.150 (oito mil cento e cinquenta) Debêntures com valor nominal unitário de R$100.000, sendo 4.250 (quatro mil duzentas e cinquenta) da Primeira Série, no valor de R$425.000, 2.450 (duas mil quatrocentas e cinquenta) da Segunda Série, no valor de R$245.000 e 1.450 (mil quatrocentas e cinquenta) da Quarta Série, no valor de R$145.000, perfazendo um valor total de R$815.000. A quantidade de Debêntures a ser alocada a cada série foi defi nida de acordo com a demanda das Debêntures pelos investidores, conforme apurada em Procedimento de Bookbuilding. Os recursos líquidos obtidos pela Emissora por meio da integralização das Debêntures foram utilizados ao aumento de capital nas sociedades controladas da Companhia Novatrans Energia S.A e TSN – Transmissora Sudeste Nordeste S.A, nos montantes de R$235.978 e até R$434.638, respectivamente. Tais recursos foram utilizados para o pagamento antecipado de dívidas por elas contraídas junto ao BNDES, efetuado no dia 20 de dezembro de 2010, totalizando um montante pago de R$372.274 na Novatrans e R$435.410 na TSN.

MOEDA ESTRANGEIRA Banco do Brasil S.A. (1) ................................................... 2009 3,90 JPY – – – – 100.160 B.N.P. Paribas .................................................................. 2010 Libor+1,875 US$ – – – 5.877 23.825 BNP Paribas ...................................................................... 2012 5,89 EURO 2.568 1.241 3.809 7.146 12.919 UNIBANCO S.A. (2) ....................................................... 2009 6,50 US$ – – – – 11.044 UNIBANCO S.A. (3) ....................................................... 2009 5,00 US$ – – – – 8.214 Dívida referente a Moeda Estrangeira ......................... 2.568 1.241 3.809 13.023 156.162

MOEDA NACIONAL .................................................... Banco Credit Suisse First Boston S.A. ............................ 2010 106,00 do CDI R$ – – – 75.156 75.241 Banco do Brasil S.A. ........................................................ 2012 109,8 do CDI R$ 254.741 484.111 738.852 736.520 63.784 Banco do Brasil S.A. ........................................................ 2013 CDI+1,70 R$ 24.549 44.638 69.187 91.774 92.887 Banco do Brasil S.A. ........................................................ 2013 107,60 do CDI R$ 2.208 30.000 32.208 31.900 32.761 Banco do Brasil S.A. ........................................................ 2014 104,10 do CDI R$ 17.842 900.000 917.842 914.255 922.279 Banco Itaú – BBA S.A. ..................................................... 2013 CDI+1,70 R$ 46.143 84.215 130.358 172.930 175.017 Banco Votorantim S.A. .................................................... 2010 113,50 do CDI R$ – – – 25.157 25.173 Banco Votorantim S.A. .................................................... 2013 CDI+1,70 R$ 854 1.551 2.405 3.188 3.229 BNDES ............................................................................ 2026 TJLP+2,34 R$ 8.055 111.281 119.336 124.159 – Bradesco S.A. ................................................................... 2013 CDI+1,70 R$ 36.603 68.192 104.795 139.163 140.388 Bradesco S.A. ................................................................... 2014 CDI+1,70 R$ 1 1.365 1.366 1.821 2.079 Bradesco S.A. (15) ........................................................... 2010 CDI R$ – – – 2.742.383 – Debêntures (4) .................................................................. 2009 CDI+1,20 R$ – – – – 357.472 Debêntures (4) .................................................................. 2011 104,00 do CDI R$ 243.038 – 243.038 242.181 243.950 Debêntures – Governo do Estado de M. G. (4)(6) ........... 2031 IGP–M R$ – 37.083 37.083 37.053 32.936 Debêntures (4)(16) ............................................................ 2015 IPCA+7,68 * R$ 87.906 1.198.877 1.286.783 – – Debêntures (4)(16) ............................................................ 2015 0,042 ** R$ (475) (1.448) (1.923) – – Debêntures (4)(16) ............................................................ 2012 CDI+0,90 * R$ 161.685 1.566.000 1.727.685 – – Debêntures (4)(16) ............................................................ 2012 0,1051 ** R$ (1.643) (68) (1.711) – – ELETROBRÁS ............................................................... 2013 Finel+7,50 a 8,50 R$ 12.591 24.133 36.724 48.265 60.799 Santander do Brasil S.A. ................................................. 2013 CDI+1,70 R$ 8.112 14.857 22.969 30.471 30.828 UNIBANCO S.A .............................................................. 2009 CDI+2,98 R$ – – – – 107.081 UNIBANCO S.A .............................................................. 2013 CDI+1,70 R$ 49.431 89.531 138.962 184.004 185.989 Energ Power (9) ................................................................ 2012 IPCA R$ – – – 873 – FINEP (9) ......................................................................... 2015 TJLP+5,00 R$ 2.233 12.769 15.002 7.941 – ORTENG Equipamentos e Sistemas (9) ........................... 2012 IPCA R$ – – – 377 – Construtora Quebec (9) .................................................... 2012 IPCA R$ – – – 1.202 – Consórcio Pipoca .............................................................. 2011 IPCA R$ 270 – 270 – – Unibanco S.A. (5) ............................................................. 2020 TJLP+2,55 R$ 712 5.748 6.460 7.152 4.062 Banco do Brasil S.A. (5) ................................................... 2020 TJLP+2,55 R$ 2.732 22.768 25.500 28.232 28.794 BNDES (7) ....................................................................... 2033 TJLP+2,40 R$ – 262.420 262.420 134.660 – Debêntures (7) .................................................................. 2013 IPCA R$ – 182.188 182.188 161.824 – BNDES (Repasse) (7) ....................................................... 2033 TJLP+3,8 R$ – 247.502 247.502 79.649 – Banco da Amazônia (7) .................................................... 2029 TJLP+4,0 R$ – 68.656 68.656 28.913 – BNDES (8) ....................................................................... 2024 TJLP+2,50 R$ 2.758 39.360 42.118 25.248 – CEF (10) ........................................................................... 2022 TJLP+3,50 R$ 5.327 48.830 54.157 64.170 – CEF (11) ........................................................................... 2022 TJLP+3,50 R$ 6.496 60.632 67.128 56.122 – CEF (12) ........................................................................... 2021 TJLP+3,50 R$ 7.992 88.609 96.601 88.957 – BNDES (13) ..................................................................... 2018 TJLP R$ 277 1.646 1.923 277.180 – BNDES (13) ..................................................................... 2018 UMBNDS R$ 1.770 10.455 12.225 26.653 – CEF (13)(16) .................................................................... 2016 117,5 do CD I* R$ 2.468 10.687 13.155 – CEF (13)(16) .................................................................... 2016 0,059 ** R$ (84) (168) (252) – – Debêntures (13)(4)(16) ..................................................... 2015 CDI+1,30 * R$ 10.610 195.593 206.203 – – Debêntures (13)(4)(16) ..................................................... 2015 0,013 ** R$ (299) (612) (911) – – Debêntures (13)(4)(16) ..................................................... 2015 IPCA+7,91 * R$ 4.696 147.595 152.291 – – Debêntures (13)(4)(16) ..................................................... 2015 0,01 3** R$ (226) (461) (687) – – Debêntures (13)(4)(16) ..................................................... 2017 106 do CDI * R$ 2.558 462.051 464.609 – – Debêntures (13)(4)(16) ..................................................... 2017 0,0069 ** R$ (475) (1.965) (2.440) – – Sindicato Bancos Novatrans (13) ..................................... 2013 CDI+0,90 R$ 9.328 18.368 27.696 20.994 – Sindicato Bancos (13) ....................................................... 2010 CDI+1,50 R$ – – – 180.472 – BNDES (14) ..................................................................... 2024 TJLP + 2,56 R$ 5.452 67.016 72.468 – – BNDES (14) ..................................................................... 2019 4,50 R$ 1.335 10.385 11.720 – – Banco Pine (14) ................................................................ 2010 CDI+4,80 R$ – – – 15.272 – Dívida referente a Moeda Nacional .............................. 1.017.571 6.614.390 7.631.961 6.806.271 2.584.749 Total Geral ....................................................................... 1.020.139 6.615.631 7.635.770 6.819.294 2.740.911

Consolidado2010 2009 01/01/2009

FINANCIADORESVenci mento


Anuais (%) Moedas CirculanteNão

Circulante Total Total Total


A composição consolidada dos empréstimos por moeda e indexador, com a respectiva amortização, é como segue:

Moedas Euro ................................................................. 2.568 1.240 – – – – – – 3.808 2.568 1.240 – – – – – – 3.808

Indexadores UMBNDS ........................................................ 273 271 271 271 271 271 271 23 1.922 Índice Geral de Preços –Mercado–IGP-M ...... – – – – – – – 37.083 37.083 Índice Interno da Eletrobrás – FINEL ............. 12.591 12.591 11.542 – – – – – 36.724 Índice Preço ao Consumidor Amplo-IPCA .......... 92.171 118.467 507.224 444.273 456.786 – – – 1.618.921 Certifi cado Depósito Interbancário – CDI ....... 867.671 2.512.718 557.974 487.888 187.696 111.553 110.515 – 4.836.015 URTJ ................................................................ 44.865 47.490 45.241 63.492 71.755 72.884 72.884 682.686 1.101.297 1.017.571 2.691.537 1.122.252 995.924 716.508 184.708 183.670 719.792 7.631.962 1.020.139 2.692.777 1.122.252 995.924 716.508 184.708 183.670 719.792 7.635.770

2011 2012 2013 2014 2015 2016 20172018

em diante Total

As principais moedas e indexadores utilizados para atualização monetária dos empréstimos e fi nanciamentos tiveram as seguintes variações:

Dólar Norte-Americano ... (4,31) (25,39) 31,94 IGP-M 11,32 (1,72) 9,81 Euro ................................. (11,14) (22,57) 24,13 FINEL 2,18 (0,35) 1,90 Yen ................................... (27,10) 62,89 SELIC 9,78 9,93 12,48 CDI 9,71 9,84 12,32 IPCA 5,63 4,22 6,39

Moedas

Variação Acumulada em 2010

%


%

Variação Acumu-lada em 01/01/2009

% Indexa dores


%


%

Variação Acumu lada em

01/01/2009%


Plano Misto de Benefícios Previdenciários (Plano B) – Plano de contribuição defi nida na fase de acumulação de recursos para benefícios de aposentadoria por tempo normal e benefício defi nido para cobertura de invalidez e morte de participante ativo, bem como no recebimento dos benefícios por tempo de contribuição. A contribuição das Patroci-nadoras é paritária às contribuições básicas mensais dos participantes, sendo o único plano aberto a novas adesões de participantes.

A contribuição das Patrocinadoras para este plano é de 27,52% para a parcela com característica de benefício defi nido, referente à cobertura de invalidez e morte de parti-cipante ativo, sendo utilizada para amortização das obrigações defi nidas através de cálculo atuarial. Os 72,48% restantes, referentes à parcela do plano com característica de contribuição defi nida, destinam-se as contas nominais dos participantes e são reco-nhecidos no resultado do exercício em conformidade aos pagamentos feitos pelas patro-cinadoras, na rubrica de Despesa com Pessoal.


A Cemig GT mantêm ainda, de modo independente aos planos disponibilizados pela FORLUZ, pagamentos de parte do prêmio de seguro de vida para os aposentados e contribuem para um plano de saúde e um plano odontológico para os empregados, aposentados e dependentes, administrados pela FORLUZ.


Em 26 de agosto de 2008, o Conselho Deliberativo da Forluz, em cumprimento às deter-minações da Secretaria de Previdência Complementar – SPC, deliberou a transferência da gestão do Plano de Saúde Integrado – PSI – para outra entidade a ser criada com essa fi nalidade. A decisão foi motivada pelo entendimento do SPC quanto à impossibilidade da manutenção dos participantes no plano de saúde não inscritos concomitantemente nos planos previdenciários. Visando resguardar os interesses de seus participantes, além de cumprir a exigência da SPC, a Forluz optou pela separação das atividades, mantendo os atuais planos odontológico e previdenciário nesta entidade. Em 2010 foi concluído o processo de separação do plano de saúde, sendo criada a empresa “Cemig Saúde” e mantidos todos os benefícios e coberturas existentes.

Amortização das Obrigações Atuariais e Reconhecimento nas Demonstrações Contá-beis

A Companhia demonstra nesta Nota Explicativa o passivo e as despesas em conexão com o Plano de Saúde, Plano Odontológico e Seguro de Vida de acordo com os termos do Pronunciamento Técnico CPC 33 (Benefícios a empregados) e laudo preparado por atuários independentes com base em 31 de dezembro de 2010.

Em função da pronunciamento mencionado, os ganhos e perdas atuariais acumulados até 31.12.2008 foram integralmente reconhecidos contra o Patrimônio Líquido. Vide maiores detalhes na nota explicativa nº 2.

Foi reconhecida pela Companhia uma obrigação a pagar referente défi cits atuariais passados relacionados ao Fundo de pensão no montante de R$196.873 em 31 de dezembro de 2010 (R$205.264 em 31 de dezembro de 2009) e está sendo amortizada até junho de 2024, através de prestações mensais calculadas pelo sistema de prestações constantes (Tabela Price). Após o 3º Aditivo ao Contrato da FORLUZ, os valores passaram a ser reajustados pelo Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo – IPCA do Instituto Brasileiro de Geografi a e Estatística – IBGE, acrescido de 6% ao ano.

Portanto, nos casos de obrigações com aposentadorias, o passivo reconhecido no balanço patrimonial é a dívida pactuada com a fundação para amortização das obrigações atua-riais, mencionada anteriormente, tendo em vista que é superior ao passivo com fundo de pensão constante do laudo do atuário. Como essa dívida deverá ser paga mesmo em caso de superávit da Fundação, a Companhia decidiu pelo registro integral da dívida, estando os impactos referentes a atualização monetária e juros registrados no resultado fi nanceiro.

Valor Presente das Obrigações fundeadas.................................. 1.506.463 128.114 3.730 106.617Valor Justo dos Ativos do Plano .................................... (1.480.089) – – –Valor presente de obrigações não fundeadas ........................... 26.374 128.114 3.730 106.617Ganhos (Perdas) Atuariais Não Reconhecidos ........................... 116.173 (6.424) 2.875 (1.442)Passivo Líquido ....................... 142.547 121.690 6.605 105.175Ajuste referente dívida com a Forluz .................................... 54.326 – – –Passivo Líquido no Balanço Patrimonial ............................. 196.873 121.690 6.605 105.175

Fundo de Pensão

Plano de Saúde

Plano Odontológico

Seguro de Vida


Os ganhos e perdas atuariais não reconhecidos que excederam a 10,00% do total das obrigações com benefícios pós-emprego serão reconhecidos no resultado em aproxima-damente 11 anos (tempo médio de serviço futuro dos atuais participantes ativos), desde de 2009.


Obrigação de benefício defi nido em 31.12.2009 .......................... 1.329.016 114.949 5.235 85.238Custo do Serviço Corrente ......... 1.407 1.100 44 1.273Juros Sobre a Obrigação Atuarial ..................................... 137.444 12.022 555 9.046Perdas (Ganhos) Atuariais Reconhecidas............................ 140.105 12.470 (1.928) 13.378Benefícios pagos ........................ (101.509) (12.427) (176) (2.318)Obrigação de benefício defi nido em 31.12.2010 .......................... 1.506.463 128.114 3.730 106.617

Fundo de Pensão

Plano de Saúde

Plano Odontológico

Seguro de Vida


A movimentação dos empréstimos e fi nanciamentos é como segue:

Aquisição de Controladas – saldos iniciais de consolidação ................................................... 726.618 –Empréstimos e Financiamentos obtidos ................ 3.917.322 3.495.899Variação monetária e cambial ............................... (25.737) (38.156)Encargos fi nanceiros provisionados ...................... 364.070 335.586AVP ....................................................................... 6.765 6.765Encargos Financeiros Pagos.................................. (320.010) (311.274)Capitalização ......................................................... 3.798 –Amortização de fi nanciamentos ............................ (594.443) (573.080)Saldo em 31 de dezembro de 2009 ..................... 6.819.294 5.623.795Aquisição de Controladas – saldos iniciais de consolidação ................................................... 382.432 –Empréstimos e Financiamentos obtidos ................ 4.010.071 2.756.811Variação monetária e cambial ............................... 77.464 66.440Encargos fi nanceiros provisionados ...................... 702.289 541.513AVP ....................................................................... (16.920) (16.919)Encargos Financeiros Pagos.................................. (448.654) (363.298)Amortização de fi nanciamentos ............................ (3.882.281) (2.979.668)Custo transação CPC 08 ........................................ (10.313) (5.664)Amortização custo transação ................................ 2.388 2.030Saldo em 31 de dezembro de 2010 ..................... 7.635.770 5.625.040

Consolidado ControladoraSaldo em 01 de janeiro de 2009 2.740.911 2.708.055

As captações de recursos durante o exercício de 2010 estão demonstradas abaixo:

Moeda NacionalBanco Bradesco S.A. .......................... 2015 7,67% 1.162.222Banco Bradesco S.A. .......................... 2012 CDI + 0,90 1.586.059Financiadora de Estudos e Projetos FINEP .................................. 2015 URTJ + 5,00 1.764Financiadora de Estudos e Projetos FINEP .................................. 2018 URTJ + 8,00 5.271Hidrelétrica Pipoca .............................. 2011 IPCA 1.495BNDES ............................................... 2025 TJLP*2,15 8.908BNDES ............................................... 2025 TJLP*2,15 5.280Debêntures .......................................... 2015 CDI + 1,30% 195.592Debêntures .......................................... 2015 IPCA+7,91¨% 144.568Brasnorte (CEF) .................................. 2016 117,5% DO CDI 14.250Debêntures .......................................... 2017 106,0% DO CDI 462.051Banco Itaú ........................................... 2010 130% CDI 34.545BNDES ............................................... 2024 TJLP 6% + 2,56% 69.409Pine ..................................................... 2010 100% CDI + 0,40 2.450Banco ABC ......................................... 2010 CDI + 3,6 % 490BNDES ............................................... 2019 4,5% 11.514BNDES ............................................... 2014 2,4% + TJLP 31.885Banco Amazonia FNO ........................ 2015 10% 15.000BNDES ............................................... 2014 3,8% 78.618BNDES ............................................... 2015 2,4% + TJLP 81.850Banco Amazonia FNO ........................ 2016 10% 15.000BNDES ............................................... 2015 3,8% 81.850 4.010.071

Empréstimos/FinanciadoresVencimento

Principal

Encargos Financeiros

AnuaisValor

Captado

Cláusulas contratuais restritivas – Covenants

A Cemig Geração e Transmissão possui empréstimos e fi nanciamentos com cláusulas restritivas (“covenants”), que foram integralmente atendidas em 31 de dezembro de 2010, conforme segue:

Dívida/EBITDA; .............................................................. Menor ou igual a 3,36Dívida Líquida/EBITDA .................................................. Menor ou igual a 3,25Dívida Circulante/EBITDA ............................................. Menor ou igual a 90%Dívida/Patrimônio Líquido + Dívida ............................... Menor ou igual a 53%EBITDA/Encargos Dívidas.............................................. Maior ou igual a 2,8EBITDA/Resultado Financeiro ........................................ Maior ou igual a 2,0Investimento/EBITDA ..................................................... Menor ou igual a 60%


Dívida Líquida = Dívida total menos saldo de caixa e menos títulos negociáveis

EBITDA = Lucro antes dos juros, impostos (sobre o lucro), depreciações e amortizações. Em alguns contratos são estabelecidos critérios específi cos de cálculo do EBITDA, com algumas variações em relação a fórmula mencionada.

Em 31 de dezembro de 2009, a Companhia não atendeu a determinadas cláusulas restri-tivas mencionadas acima, sendo obtido o consentimento dos credores durante o ano de 2010. Dessa forma, os contratos cujas cláusulas não foram atendidas estão reconhecidas no circulante em 2009 e reclassifi cados para o não circulante em 2010.

As cláusulas restritivas de contratos de empréstimos e fi nanciamentos das controladas e controladas em conjunto foram integralmente atendidas em 31 de dezembro de 2010 e 2009.

18 . ENCARGOS REGULATÓRIOS

Reserva Global de Reversão - RGR ....................... 14.929 19.104 10.586Quota para Conta de Consumo de Combustível – CCC ............................................. 9.844 4.608 5.047Conta de Desenvolvimento Energético – CDE ...... 6.169 5.410 5.479Taxa de Fiscalização da ANEEL ............................ 1.605 1.480 1.291Programa de Incentivo às Fontes Altern. de Energia Elétrica – PROINFA ............................... 3.279 2.558 1.592Fundo Nacional de Desenvolvimento Científi co Tecnológico - FNDCT .......................................... 5.411 2.380 17.044Pesquisa e Desenvolvimento .................................. 85.545 67.000 49.154Pesquisa Expansão Sistema Energético ................. 2.707 1.175 8.522 129.489 103.715 98.715Passivo Circulante .................................................. 97.148 44.449 94.363Passivo Não Circulante .......................................... 32.341 59.266 4.352

Consolidado 2010 2009 01/01/2009

Reserva Global de Reversão - RGR ....................... 14.032 18.629 10.586Quota para Conta de Consumo de Combustível – CCC ............................................. 9.844 4.608 5.047Conta de Desenvolvimento Energético – CDE ...... 6.169 5.410 5.479Taxa de Fiscalização da ANEEL ............................ 1.605 1.386 1.291Programa de Incentivo às Fontes Altern. de Energia Elétrica – PROINFA ............................... 3.279 2.558 1.592Fundo Nacional de Desenvolvimento Científi co Tecnológico – FNDCT ......................................... 5.267 2.229 17.044Pesquisa e Desenvolvimento .................................. 79.822 63.584 49.154Pesquisa Expansão Sistema Energético ................. 2.635 1.115 8.522 122.653 99.519 98.715Passivo Circulante .................................................. 90.312 40.253 94.363Passivo Não Circulante .......................................... 32.341 59.266 4.352

Controladora 2010 2009 01/01/2009

19 . OBRIGAÇÕES PÓS-EMPREGO

Fundo de Pensão Forluz

A Companhia é uma das patrocinadoras da Fundação Forluminas de Seguridade Social – FORLUZ, pessoa jurídica sem fi ns lucrativos, com o objetivo de propiciar aos seus associados e participantes e aos seus dependentes complementação de aposentadoria e pensão, em conformidade ao plano previdenciário a que estiverem vinculados.


As mudanças no valor justo dos ativos dos planos são as seguintes:

Valor justo dos ativos do plano em 31.12.2009 .......................... 1.235.305 – – –Retorno realizado ....................... 314.981 – – –Contribuições do Empregador ... 31.312 – – –Benefícios pagos ........................ (101.509) – – –Valor justo dos ativos do plano em 31.12.2010 .......................... 1.480.089 – – –

Fundo de Pensão

Plano de Saúde

Plano Odontológico

Seguro de Vida


Custo do Serviço Corrente ......... 1.407 1.101 44 1.273Juros Sobre a Obrigação Atuarial ..................................... 137.444 12.022 555 9.046Rendimento Esperado Sobre os Ativos do Plano .................... (136.338) – – –Perdas (Ganhos) Atuariais Reconhecidas............................ – – (39) (307)Despesa em 2010 conforme laudo atuarial .......................... 2.513 13.123 560 10.012Ajuste referente dívida com a Forluz .................................... 20.408 – – –Despesa em 2010 ....................... 22.921 13.123 560 10.012

Fundo de Pensão

Plano de Saúde

Plano Odontológico

Seguro de Vida


Passivo Líquido em 31 de dezembro de 2009 ... 205.264 120.993 6.221 97.481 429.959Despesa (Receita) Reco- nhecida no Resultado ... 22.921 13.123 560 10.012 46.616Contribuições Pagas ....... (31.312) (12.426) (176) (2.318) (46.232)Passivo Líquido em 31 de dezembro de 2010 ......... 196.873 121.690 6.605 105.175 430.343Passivo Circulante .......... 17.033 – – – 17.033Passivo Não Circulante ... 179.840 121.690 6.605 105.175 413.310

Fundo de Pensão

Plano de Saúde

Plano Odontológico

Seguro de Vida Total

As despesas com fundo de pensão são registradas no resultado fi nanceiro por represen-tarem os juros e variação monetária incidentes sobre a dívida com a Forluz, conforme mencionado anteriormente nesta nota.


Custo do Serviço Corrente ......... 1.741 2.301 69 1.216Juros Sobre a Obrigação Atuarial ..................................... 152.422 12.926 376 11.034Rendimento Esperado Sobre os Ativos do Plano .................... (165.825) – – –Perdas (Ganhos) Atuariais Reconhecidas............................ – – (138) –Despesa em 2010 ....................... (11.662) 15.227 307 12.250

Fundo de Pensão

Plano de Saúde

Plano Odontológico

Seguro de Vida

A expectativa de pagamento de benefícios e contribuições para o exercício de 2011 são como segue:

Estimativa de pagamento de benefícios ................................. 109.657 10.018 301 3.062

Fundo de Pensão

Plano de Saúde

Plano Odontológico

Seguro de Vida

A Companhia tem a expectativa de efetuar contribuições para o fundo de pensão no exercício de 2011 no montante de R$33.975.


Ações de empresas brasileiras .............................. 15,00% 10,00%Títulos de Renda Fixa .......................................... 85,00% 84,00%Ímóveis .................................................................. – 3,00%Outros .................................................................... – 3,00% 100,00% 100,00%

2010 2009

Os ativos do Plano de Pensão incluem os seguintes ativos, avaliados pelo valor justo, da CEMIG, controladora da Cemig Geração e Transmissão:

2010 2009Debêntures não conversíveis emitidas pela Patrocinadora....................................................... 450.107 249.776Ações emitidas pela Patrocinadora ....................... 9.684 10.415Imóveis da Forluz ocupados pelas Patrocinadoras ..................................................... 184.914 159.337 646.715 419.528


Taxa anual de desconto para valor presente da obrigação atuarial ................................................ 10,50% 10,76%Taxa anual de rendimento esperado sobre os ativos do plano .................................................... 11,50% 11,34%Taxa anual de infl ação de longo prazo .................. 4,50% 4,00%Índice anual estimado de aumentos salariais futuros ................................................... 6,59% 6,08%Tábua biométrica de mortalidade geral ................. AT-2000 AT-2000Tábua biométrica de entrada de invalidez ............ Light média Light médiaTábua biométrica de mortalidade de inválidos ..... IAPB-57 IAPB-57

2010 2009

20 . PROVISÕES E CONTINGÊNCIAS JUDICIAIS

A Companhia e suas controladas e controladas em conjunto constituiram provisão para contingências das ações cuja expectativa de perda for considerada mais provável que sim do que não que existe uma obrigação presente na data do balanço, conforme segue:

Trabalhistas Diversos ....................... 179 245 (405) 1.593 1.433Cíveis Ambiental ..................... 6.503 7.457 (4.272) – 3.185 Outras ........................... 548 1.262 (154) 502 1.610FiscaisOutras ............................. 92 99 – 521 620RegulatóriosANEEL ........................... – 596 (434) – 162Total ............................... 7.322 9.659 (5.265) 2.616 7.010

ConsolidadoSaldo em

01/01/2009Saldo

em 2009Adições

(–) Reversões BaixasSaldo

em 2010

Trabalhistas Diversos ........................ 179 245 1.148 – 1.393Cíveis ............................. Ambiental ...................... 6.503 7.457 (4.272) – 3.185 Outras ............................ 548 1.204 (154) – 1.050FiscaisOutras ............................. 92 99 – – 99RegulatóriosANEEL ........................... – 596 (434) – 162Total ............................... 7.322 9.601 (3.712) – 5.889


01/01/2009Saldo

em 2009Adições

(–) Reversões BaixasSaldo

em 2010

Processo Administrativo de Natureza Ambiental

A Companhia foi autuada pelo Instituto Estadual de Florestas – IEF, alegando que a Companhia deixou de adotar medidas de proteção à fauna ictiológica, causando morta-lidade de peixes, em decorrência de vazão e operação de máquinas na Usina Hidre-létrica de Três Marias. A Companhia apresentou defesa e considera a expectativa de perda mais provável que sim do que não que exista uma obrigação presente na data do balanço, no valor de R$3.185, que está devidamente provisionada.

Passivos Contingentes

Adicionalmente, há processos de naturezas trabalhistas, cíveis e fi scais em andamento cuja probabilidade de perda foi estimada como mais provável que não exista uma obri-gação presente na data do balanço, no montante total de R$278.023, periodicamente reavaliados, não requerendo a constituição de provisão nas demonstrações contábeis, demonstrados os principais a seguir:

Obrigações Previdenciárias e Fiscais – Indenização do Anuênio

A Companhia pagou uma indenização aos empregados, no exercício de 2006, no montante de R$41.860, em troca do direito referente aos anuênios futuros que seriam incorporados aos salários. A Companhia não efetuou os recolhimentos de Imposto de Renda e Contribuição Previdenciária sobre este valor por considerar que essas obriga-ções não são incidentes sobre verbas indenizatórias. Entretanto, para evitar o risco de uma eventual multa no futuro em função de uma interpretação divergente da Receita Federal e INSS, a Companhia decidiu impetrar um mandato de segurança que permitiu o depósito judicial no valor das potenciais obrigações sobre esta verba, no montante de R$43.043, registrados na conta de Depósitos Vinculados a Litígios.

Adicionalmente, a Secretaria da Receita Federal emitiu Auto de Infração questionando o não pagamento das contribuições sociais previdenciárias (parcela patronal) relativas ao anuênio indenizado, para prevenir decadência, no valor de R$16.475.

Contribuições incidentes sobre pagamentos a empregados

A Secretaria da Receita Federal emitiu Auto de Infração questionando o não pagamento de contribuições sociais previdenciárias (parcela patronal) e contribuições destinadas a outras entidades ou fundos, relativas às competências de 01/2005 a 12/2006, inci-dentes sobre pagamentos aos empregados a título de participação nos lucros e resul-tados, ticket-alimentação, ajuda de custo para formação (auxílio-educação) e alíquota adicional sobre remunerações de empregados expostos a riscos no ambiente de trabalho. O montante da contingência é de R$61.471.

Consórcio UHE Aimorés

Indenização por danos morais e materiais, devido os prejuízos causados com a cons-trução da Barragem e da Casa de Força da Usina Hidroelétrica de Aimorés, que dimi-nuiram a incidência de peixes no rio Doce e, consequentemente, a renda dos autores, que são pescadores na região. O montante da contingência é de R$19.399 e a parti-cipação da Companhia no consórcio é de 49%, o que representa uma cota parte de R$9.505 nesta ação.

21 . PATRIMÔNIO LÍQUIDO E REMUNERAÇÃO AOS ACIONISTAS

Em 31 de dezembro de 2010, o Capital Social da Cemig Geração Transmissão era de R$3.296.785, representado por 2.896.785.358 ações ordinárias nominativas, sem valor nominal, de propriedade integral da CEMIG.

(a) Dividendos

Do lucro líquido do exercício, 50,00% são utilizados para distribuição como dividendo obrigatório à Controladora.

Os dividendos declarados, obrigatórios ou extraordinários, serão pagos em 2 (duas) parcelas iguais, a primeira até 30 de junho e a segunda até 30 de dezembro do ano subsequente à geração do lucro, cabendo à Diretoria, observados estes prazos, deter-minar os locais e processos de pagamento.

Em 23 de dezembro de 2010, a Diretoria Executiva aprovou o pagamento de dividendos intercalares no montante de R$394.161, a título de antecipação parcial do dividendo mínimo obrigatório de 2010, com base no lucro apurado nas Demonstrações Finan-ceiras em 30 de junho de 2010.

O cálculo dos dividendos propostos para distribuição aos acionistas referente ao resul-tado de 2010 e do saldo da conta de lucros acumulados em 31 de dezembro de 2010 no valor de R$101.910, decorrente da adoção das novas normas de contabilidade, com o registro dos efeitos retroativos anteriores a 2010 diretamente contra o Patrimônio Líquido da Companhia conforme demonstrado abaixo:

Dividendos ObrigatóriosLucro Líquido do Exercício ............................................................... 1.084.110Dividendo Obrigatório – 50,00% do lucro líquido ............................ 542.055

Dividendos Propostos- Juros sobre Capital Próprio ............................................................. 213.773 Dividendos Intercalares ................................................................... 394.161 Dividendos complementares – Lucros acumulados ......................... 101.910 Dividendos Complementares – Lucro de 2010 ................................ 421.970 Total ................................................................................................ 1.131.814

Dividendos por lote de mil ações - R$Dividendos Estatutários ..................................................................... 187,12Dividendos Propostos ........................................................................ 390,71

2010

O Art. 9º da Lei nº 9.249, de 26 de dezembro de 1995, permitiu a dedutibilidade, para fi ns de Imposto de Renda e Contribuição Social, dos Juros sobre Capital Próprio pagos aos acionistas, que no caso da Cemig Geração e Transmissão foram calculados com base na variação da TJLP sobre o Patrimônio Líquido.

Os benefícios fi scais decorrentes do pagamento de Juros sobre o Capital Próprio de R$213.773 (R$213.217 em 31 de dezembro de 2009) foram de R$72.682 (R$72.494 em 31 de dezembro de 2009), reconhecidos no resultado do exercício de 2010.

(b) Reserva Legal

A Companhia utilizou 5,00% do lucro líquido apurado no exercício de 2010 para consti-tuição de Reserva Legal, no valor de R$54.206. O saldo da reserva em 31 de dezembro de 2010 corresponde a R$260.445 (R$206.239 em 31 de dezembro de 2009).

(c) Reserva de Retenção de Lucros

O saldo da reserva de retenção de lucros corresponde, em 31 de dezembro de 2010 e 2009 a R$844.198 e R$666.112.

22. RECEITA


Fornecimento bruto de energia elétrica – com impostos ............ 3.702.993 3.620.730 3.662.973 3.544.714Receita de uso da rede –com impostos.................. 811.916 652.599 736.408 653.035Receita de Concessão de Transmissão – com impostos ... 70.798 14.236 – –Receita de Infra-estrutura – com impostos ................................... 152.248 89.433 – –Remuneração de ativos da concessão – com impostos ....... 175.247 33.140 – –Outras receitas operacionais ...... 27.876 25.039 27.703 24.505Impostos incidentes sobre as receitas acima ........................... (1.026.409) (898.690) (993.614) (893.112) 3.914.669 3.536.487 3.443.470 3.329.142


(a) Fornecimento bruto de energia elétricaA composição do fornecimento de energia elétrica, por classe de consumidores,é a seguinte:

Industrial ................................ 18.644.010 16.418.684 2.078.920 1.779.417Comercial ............................... 56.067 4.722 15.299 995Fornecimento não Faturado, Líquido ................................. – – 14.258 (15.258) 18.700.077 16.423.406 2.108.477 1.765.154Suprimento a Outras Concessionárias(*) ............... 15.253.926 15.792.446 1.446.016 1.660.416Transações com energia na CCEE ............................... 2.401.305 2.031.791 124.723 132.544Vendas no Proinfa .................. 84.771 20.245 23.777 62.616Total ....................................... 36.440.079 34.267.888 3.702.993 3.620.730

Consolidado(Não auditado pelos

auditores independentes)MWh R$

2010 2009 2010 2009

(*) Inclui Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado - CCEAR e contratos bilaterais com outros agentes.

(b) Receita de uso da rede

A Receita de Uso da Rede refere-se à tarifa cobrada dos agentes do setor elétrico, incluindo os consumidores livres ligados na alta tensão, pela utilização da rede básica de trans-missão, de propriedade da Companhia, associada ao Sistema interligado brasileiro.



(c) Impostos incidentes sobre a receita

Tributos sobre a Receita ICMS .................................... 369.361 322.003 367.356 320.245 COFINS ............................... 335.721 307.018 328.534 304.952 PIS-PASEP ........................... 73.586 71.866 66.108 71.419 ISSQN .................................. 5.242 466 587 486 783.910 701.353 762.585 697.102Encargos do Consumidor Reserva Global de Reversão - RGR ................. 95.716 93.489 89.307 92.541 Conta de Desenvolvimento Energético - CDE ............... 36.842 29.058 36.842 29.058 Quota para Conta de Consumo de Combustível - CCC ....... 46.218 25.575 46.218 25.575 Pesquisa e Desenvolvimento - P&D .... 20.420 13.730 15.359 13.351 Fundo Nacional de Desen. Científi co e Tecnológico - FNDCT ........ 15.356 13.224 15.356 13.224 Pesquisa Expansão Sistema Energético - EPE ................ 7.679 6.612 7.679 6.612 Encargo de Aquisição Emergencial ........................ 20.268 15.649 20.268 15.649 242.499 197.337 231.029 196.010 1.026.409 898.690 993.614 893.112


23 . CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS

Pessoal (a) .............................. 306.733 308.758 287.758 305.798Participação dos Empregados e Administradores no Resultado . 75.191 55.332 73.133 55.332Obrigações Pós-Emprego ....... 23.694 29.677 23.694 29.677Materiais ................................ 24.133 21.484 18.681 16.813Matéria-Prima e Insumos para Produção de Energia ..... – 4.070 – 4.070Serviços de Terceiros (b) ........ 149.097 150.643 133.668 143.883Depreciação e Amortização ... 374.435 445.491 363.860 386.891Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos 135.470 140.318 135.409 140.318Provisões Operacionais (reversão).............................. (9.070) 2.616 (7.517) 3.296Encargos de Uso da Rede Básica de Transmissão ........ 250.174 274.574 258.404 274.264Energia Elétrica Comprada para Revenda ........................ 370.721 148.724 370.019 148.198Custo de Construção .............. 152.248 89.433 61.282 0Outros Custos Operacionais Líquidos © ........................... 82.521 51.957 73.668 47.013 1.935.347 1.723.077 1.792.059 1.555.553


Remunerações e Encargos ..... 260.778 251.372 241.803 248.412Contribuições para Suplemen- tação de Aposentadoria – Plano de Contribuição Defi nida......... 16.297 10.706 16.297 10.706Benefícios Assistenciais ......... 28.264 26.212 28.264 26.212 305.339 288.290 286.364 285.330(–) Custos com Pessoal Transferidos para Obras em Andamento ..................... (14.433) (20.631) (14.433) (20.631) 290.906 267.659 271.931 264.699Programa de Desligamento Voluntário de empregados .... 15.827 41.099 15.827 41.099 306.733 308.758 287.758 305.798

a) DESPESAS COM PESSOAL


Programas de desligamento de empregados

a) Programa Prêmio Desligamento – PPDA Companhia possui um PPD, de caráter permanente e aplicável sobre as rescisões dos contratos de trabalho, de forma livre e espontânea. Dentre os principais incentivos fi nanceiros do Programa, estão os pagamentos de 3 remunerações brutas e 6 meses de contribuições para o plano de saúde após o desligamento, depósito da multa de 40% sobre o saldo do FGTS para fi ns rescisórios e o pagamento de até 24 meses de contri-buições para o Fundo de Pensão e INSS após o desligamento, em conformidade a deter-minados critérios estabelecidos no regulamento do PPD.

Este Programa, desde o seu início em março de 2008, contou com a adesão de 143 empregados da Companhia, sendo reconhecida uma despesa referente aos incentivos fi nanceiros no resultado de 2008.

b) Programa de Desligamento Voluntário - PDVA Companhia implementou, em abril de 2009, um PDV, de caráter transitório, com a adesão dos empregados substancialmente no período de 22 de abril a 05 de junho de 2009.

O incentivo fi nanceiro para os empregados que fi zeram a adesão ao PDV corresponde a uma indenização que varia de 3 a 16 vezes o valor da remuneração mensal do empregado, conforme critérios específi cos estabelecidos no regulamento, dentre os quais o principal é o tempo de contribuição faltante para aposentadoria integral do INSS. Constam ainda dentre os incentivos fi nanceiros o pagamento da contribuição para o fundo de pensão e INSS até a data em que o empregado atenda aos requisitos para requerer aposentadoria junto ao INSS (limitado a 5 anos) e depósito da multa de 40% sobre o saldo do FGTS para fi ns rescisórios.

Adicionalmente, a Companhia garantiu o pagamento integral dos custos do seguro de vida em grupo e plano de saúde pelo período de 6 e 12 meses, respectivamente, a partir da data do desligamento dos empregados, ocorrida no período de junho de 2009 a dezembro de 2010.

Este Programa contou com a adesão de 207 empregados da Companhia, sendo reconhe-cida uma despesa em 2010 referente aos incentivos fi nanceiros no valor de R$15.827 (R$41.099 em 2009).

c) Participação dos empregados e administradores no resultadoA Cemig GT utilizou como critério geral para pagamento da participação dos empre-gados nos resultados dos exercícios de 2010 e 2009 um percentual de 3% do resultado operacional, ajustado por alguns itens defi nidos pela ANEEL na Prestação Anual de Contas – PAC, a serem pagas até o mês de maio de 2010. Adicionalmente, no dissídio coletivo em novembro de 2010 e 2009 foi acordado com os sindicatos o pagamento adicional de participações extraordinárias a cada empregado. A parcela adicional mencionada foi paga dentro do exercício de 2010.

Em conformidade com os referidos acordos, as participações nos resultados do exercício de 2010 e 2009 da Companhia, incluindo a contribuição para o plano de pensão incidente sobre os valores da participação, corresponderam a R$73.133 e R$55.332, respectivamente.

Comunicação .......................... 7.418 4.465 6.031 4.304Manutenção e Conservação de Instalações e Equip. Elétricos .. 26.197 16.666 22.894 15.885Conservação e Limpeza de Prédios ............................. 18.482 17.938 18.497 17.403Mão de Obra Contratada ........ 6.398 4.532 4.122 4.511Fretes e Passagens .................. 4.662 3.961 3.825 3.760Hospedagem e Alimentação ... 6.042 5.190 5.359 5.148Vigilância ............................... 10.640 8.796 9.646 8.772Consultoria ............................. 12.198 18.855 11.050 15.748Manutenção e Conservação de Móveis Utensílios ............ 9.616 8.144 9.603 8.144Manutenção e Conservação de Veículos ........................... 7.283 3.988 4.909 3.948Energia Elétrica ...................... 6.050 4.918 5.246 4.788Meio Ambiente ....................... 17.319 13.623 16.090 13.516Outros ..................................... 16.792 39.567 16.396 37.956 149.097 150.643 133.668 143.883

b) SERVIÇOS DE TERCEIROS


Arrendamentos e Aluguéis ..... 15.877 8.022 14.338 7.730Propaganda e Publicidade ...... 1.408 554 1.224 786Subvenções e Doações ........... 16.000 18.839 14.527 16.097Taxa de Fiscalização da ANEEL ............................ 20.522 16.858 19.299 16.636Despesa Concessão Onerosa .. 47 3.350 42 3.350Impostos e Taxas (IPTU, IPVA e outros) ........... 6.632 5.009 5.431 4.474Contribuição ao MAE ............ 2.628 2.575 2.628 2.575Seguros ................................... 6.234 3.644 3.887 3.187Prejuízo (Ganho) Líquido na Desativação e Alienação de Bens ................................. 1.101 704 1.096 605FORLUZ – Custeio Administrativo ..................... 3.180 3.476 3.180 3.476Outras Líquidas ...................... 8.892 (11.074) 8.016 (11.903) 82.521 51.957 73.668 47.013

c) OUTRAS DESPESAS OPERACIONAIS LÍQUIDAS



RECEITAS FINANCEIRASRenda de Aplicação Financeira ............................. 242.554 149.973 222.354 142.684Acréscimos Moratórios de Contas de Energia ................ 5.667 1.790 5.663 1.790Variação Monetária - Acordo Geral do Setor ......... Elétrico ................................. 1.709 9.405 1.823 30Variações Cambiais ................ 1.295 26.111 1.295 35.382PASEP e COFINS incidente sobre as Receitas Financeiras ........................... (1.356) (295) (311) (285)Ganhos com Instrumentos Financeiros (nota 28)............ 648 3.420 648 3.420Ajuste a Valor Presente .......... 17.556 2.100 17.556 2.100Outras ..................................... 30.650 31.541 21.045 29.003 298.723 224.045 270.073 214.124

DESPESAS FINANCEIRAS

Encargos de Empréstimos e Financiamentos .................. (642.027) (357.730) (537.879) (335.723)Variação Monetária - Empréstimos e Financiamentos .................... (67.176) (4.857) (67.176) (580)Variações Cambiais ................ (747) (105) (735) 50Variações Monetárias - Concessão Onerosa .............. (40.079) (9.257) (40.079) (9.257)Perdas com Instrumentos Financeiros (nota 28)............ (480) (43.585) (480) (43.585)Reversão (Provisão) para Perdas com Trans. Energia livre .......... – – – –Ajuste a Valor Presente .......... 19.497 (8.434) 19.497 (8.434)Encargos Variação Monetárias - Forluz .............. (22.920) (21.115) (22.920) (21.115)Outras ..................................... (57.744) (56.309) (39.512) (52.256) (811.676) (501.392) (689.284) (470.900)DESPESAS FINANCEIRAS LÍQUIDAS .......................... (512.953) (277.347) (419.211) (256.776)



25. TRANSAÇÕES COM PARTES RELACIONADAS

Conforme mencionado na Nota Explicativa nº 1, a Companhia é uma subsidiária integral da Companhia Energética de Minas Gerais – CEMIG, cujo acionista controlador é o Governo do Estado de Minas Gerais. A Cemig Distribuição e a Light também são controladas da CEMIG.

Os principais saldos e transações com partes relacionadas da Cemig Geração e Transmissão são como segue:

As principais condições relacionadas aos negócios entre partes relacionadas estão demonstrados abaixo:

(1) A Companhia possui contratos de venda de energia para Cemig Distribuição e Light Energia, decorrente do leilão público de energia existente ocorrido em 2005, com vigência de 8 anos a partir do início do fornecimento e correção anual pelo IGP-M.

(2) Emissão Privada de Debêntures Simples não conversíveis em ações no valor de R$120.000 milhões, atualizada pelo Índice Geral de Preços – Mercado - IGP-M ajustado a valor presente, para a conclusão da Usina Hidrelétrica de Irapé, com resgate após 25 anos da data de emissão.

(3) Parte dos contratos da FORLUZ são reajustados pelo Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo - IPCA do Instituto Brasileiro de Geografi a e Estatística - IBGE. Vide nota explicativa n° 17 e serão amortizados até o exercício de 2024.

(4) As operações com ICMS registradas nas Demonstrações Contábeis referem-se as operações de venda de energia e são realizadas em conformidade a legislação específi ca do Estado de Minas Gerais.

(5) Contribuições da CEMIG para o Fundo de Pensão referentes aos empregados participantes do Plano Misto (vide nota explicativa nº 19) e calculadas sobre as remunerações mensais em conformidade ao regulamento do Fundo.

(6) Recursos para o custeio administrativo anual do Fundo de Pensão em conformidade a legislação específi ca do setor. Os valores são estimados em um percentual da folha de paga-mento da Companhia.

CEMIG Circulante Juros sobre Capital Próprio e Dividendos ............ – – 46.819 917.054 – – – – Coligadas e Controladora ..................................... – – 5.357 5.715 – – – – Não Circulante Coligadas e Controladora ..................................... 2.663 668 – – – – – –

Cemig Distribuição S.A. Circulante Coligadas e Controladora .................................... – – 10.039 34.739 – – – – Fornecimento Bruto de Energia Elétrica (1) ........ 14.495 25.296 – – 122.722 226.474 (4.748) (4.970) Encargos de Uso da Rede Elétrica – Fornec......... 14.327 13.429 3.163 4.093 129.647 106.966 (61.276) (76.566) Não Circulante Coligadas e Controladora ..................................... 476 12.225 – – – – – –

Light S.A. Circulante Fornecimento Bruto de Energia Elétrica (1)......... – – 104 52 16.871 25.701 – – Encargos de Uso da Rede Elétrica – Fornec......... 106 72 1 1 3.919 661 9 –

Governo do Estado de Minas Gerais Circulante Impostos, Taxas e Contribuição - ICMS (4) ......... 35.109 42.069 27.914 26.736 (369.361) (322.003) – – Não Circulante Tributos Compensáveis - ICMS (4) ...................... 6.598 7.742 – – – – – – Debêntures (2) ...................................................... – – 37.083 37.053 – – (29) (4.117)

FORLUZ Circulante Obrigações Pós-Emprego – Circulante (3) ........... – – 17.033 18.895 – – (23.694) (29.332) Outros ................................................................... – – 15.236 8.538 – – – – Não Circulante Obrigações Pós-Emprego - Não Circulante (3) ....... – – 413.310 411.064 – – Despesa de Pessoal (5) ......................................... – – – – – – (16.297) (10.706) Custeio Administrativo (6) ................................... – – – – – – (3.180) (3.476)

OUTROS Não Circulante Coligadas e Controladas ou Controladores .......... 38 13 – – – – – –

EMPRESASATIVO PASSIVO RECEITA DESPESA

2010 2009 2010 2009 2010 2009 2010 2009


Remuneração do pessoal chave da AdministraçãoO total da remuneração aos Conselheiros de Administração e Diretores no exercício de 2010 e 2009 é conforme segue:

Remuneração ............................................................................................................................................ 888 1.904Participação nos Resultados ..................................................................................................................... 233 283Benefícios Pós Emprego .......................................................................................................................... 72 44Benefícios Assistenciais ........................................................................................................................... 234 14Total em 2010 .......................................................................................................................................... 1.427 2.245

2010 2009

Vide mais informações referentes às principais transações realizadas nas Notas Explicativas 9, 16, 17, 19, 22, 24 e 25.

26. INSTRUMENTOS FINANCEIROS E GESTÃO DE RISCOS

Os Instrumentos Financeiros da Companhia e de suas contraladas estão restritos a Caixa e Equivalentes de Caixas, Consumidores e Revendedores, Empréstimos e Financiamentos, Obrigações com Debêntures e “swaps” de moedas, sendo os ganhos e perdas obtidos nas operações integralmente registrados de acordo com o regime de competência.

Os Instrumentos Financeiros da Companhia e de suas contraladas foram reconhecidos ao valor justo e encontram -se classifi cados conforme abaixo:

Instrumentos Financeiros ao valor justo por meio do resultado: encontram-se nesta categoria as Aplicações Financeiras e os Instru- mentos Derivativos (mencionados no item ‘b”). São mensuradas ao valor justo e os ganhos ou as perdas são reconhecidos, direta-mente, no resultado;Recebíveis: encontram-se nesta categoria o caixa e equivalentes de caixa, os créditos com consumidores e revendedores. São reconhecidos pelo seu valor nominal de realização e similares aos valores justos.Empréstimos e Financiamentos e Obrigações com Debêntures. São mensurados pelo custo amortizado mediante a utilização do método da taxa de juros efetiva. Instrumentos Financeiros Derivativos. São mensurados pelo valor justo e os efeitos reconhecidos, diretamente, no resultado.

AtivosCaixa e equivalentes de Caixa ............................. 1.761.817 1.761.817 3.043.715 3.043.715 862.098 862.098Títulos e Valores Mobiliários ............................... 319.277 319.277 – – – –Créditos com consumidores ................................. 397.301 397.301 610.876 610.876 357.733 357.733Depósitos vinculados ........................................... 125.923 125.923 89.245 89.245 49.532 49.532Créditos com controladas ..................................... 4.529 4.529 18.244 18.244 9.853 9.853PassivosFornecedores ........................................................ 175.792 175.792 147.553 147.553 146.652 146.652Empréstimos, fi nanciamentos e debêntures ......... 7.635.770 7.635.770 6.819.294 6.819.294 2.740.911 2.740.911Concessões a pagar .............................................. – – 73.441 73.441 69.186 69.186 10.420.409 10.420.409 10.802.368 10.802.368 4.235.965 4.235.965

Instrumentos fi nanceiros

2010 2009 2008Valor

contábilValor justo

Valor contábil

Valor justo

Valor contábil Valor justo

a) Gestão de riscosO Gerenciamento de Riscos corporativos é uma ferramenta de Gestão Integrante das práticas de Governança Corporativa alinhada com o Processo de Planejamento, o qual defi ne os objetivos estratégicos dos negócios da Companhia.

A Companhia possui um Comitê de Gerenciamento de Riscos Financeiros com o objetivo de implementar diretrizes e monitorar o Risco Financeiro de operações que possam comprometer a liquidez e a rentabilidade da Companhia, recomendando estratégias de proteção (hedge) aos riscos de câmbio, juros e infl ação, os quais estão efetivos em linha com a estratégia da Companhia.

A premissa do Comitê de Gerenciamento de Riscos Financeiros é dar previsibilidade ao Caixa da Companhia para um prazo máximo de 12 meses, considerando o cenário econômico divulgado por uma consultoria externa.


Risco de taxas de câmbio A Cemig Geração e Transmissão está exposta ao risco de elevação das taxas de câmbio, principalmente à cotação do Dólar Norte-Ame-ricano em relação ao Real, com impacto no endividamento, no resultado e no fl uxo de caixa. Com a fi nalidade de reduzir a exposição da Companhia às elevações das taxas de câmbio, a Cemig Geração e Transmissão possuía, em 31 de dezembro de 2010, operações contratadas de hedge, descritas em maiores detalhes no item “b”.

A exposição líquida às taxas de câmbio é como segue:

Dólar Norte–Americano Empréstimos e Financiamentos (nota 16) ......................................................................... – 5.877 43.083 Operações contratadas de hedge/swap (*) ........................................................................ – 75.000 59.873 – 80.877 102.956Yen Empréstimos e Financiamentos (nota 16) ......................................................................... – – 100.160 Operações contratadas de hedge/swap (*) ........................................................................ – – (100.073) – – 87Euro Empréstimos e Financiamentos (nota 16) ......................................................................... 3.809 7.146 12.919Passivo Líquido Exposto................................................................................................... 3.809 88.023 115.962

EXPOSIÇÃO ÀS TAXAS DE CÂMBIO 2010 2009 01/01/2009


A Companhia, com base em seus consultores fi nanceiros, estima que, em um Cenário provável, a depreciação cambial das moedas estrangeiras em relação ao Real em 31 de dezembro de 2011 será de 8,03% para o Dólar (R$1,80) e 7,05% para o Euro (R$2,39). A Companhia fez uma análise de sensibilidade dos efeitos nos resultados da Companhia advindos de depreciação cambial de 25% e 50% em relação ao Cenário Provável, considerados como Possível e Remoto, respectivamente.

Euro Empréstimos e Financiamentos (nota 17) ...... 3.809 4.077 5.097 6.116

Passivo Líquido Exposto................................ 3.809 4.077 5.097 6.116Efeito Líquido da Variação Cambial ............ - (268) (1.288) (2.307)

Risco - Exposições CambiaisCenário Base

31/12/2010Cenário Provável

Cenário Possível Depreciação Cambial

25,00%

Cenário Remoto Depreciação Cambial

50,00%

Risco de Taxa de jurosA Cemig Geração e Transmissão e suas controladas estão expostas ao risco de elevação das taxas de juros nacionais, em 31 de dezembro de 2010. Esta exposição ocorre em função do passivo líquido indexado à variação das taxas de juros, conforme demonstrado a seguir:

Ativos Aplicações Financeiras (nota 5 ) ................................................................................................. 2.081.094 3.023.205 Operações Contratadas de Hedge/Swap ...................................................................................... – 75.000 2.081.094 3.098.205Passivos Empréstimos e Financiamentos (nota 17 ) .................................................................................. (4.836.015) (5.607.641) Operações Contratadas de Hedge/Swap ...................................................................................... – (120.000) (4.836.015) (5.727.641)Passivo Líquido Exposto............................................................................................................. (2.754.921) (2.629.436)

EXPOSIÇÃO DA CEMIG ÀS TAXAS DE JUROS NACIONAISConsolidado IFRS

2010 2009



No que se refere ao risco de taxas de juros mais relevante, a Companhia estima que, em um cenário provável, a taxa SELIC em 31 de Dezembro de 2011 será de 12,75%. A Companhia fez uma análise de sensibilidade dos efeitos nos seus resultados advindos de uma alta na taxa SELIC de 25% e 50% em relação ao cenário provável, considerados como Possível e Remoto, respectivamente. A taxa CDI acompanha a taxa SELIC.

Estimativa de Cenários de evolução da taxa de juros deverá considerar a projeção dos cenários base, otimista e pessimista da Compa-nhia, com base nos seus consultores fi nanceiros, conforme descrito na Política de Hedge.

Ativos Aplicações Financeiras (nota5) .................................... 2.081.094 2.346.433 2.412.768 2.479.103

PassivosEmpréstimos, Financiamentos e Debêntures (nota 16) .................................................... (4.836.015) (5.452.607) (5.606.755) (5.760.903)

Passivo Líquido Exposto............................................. (2.754.921) (3.106.607) (3.193.987) (3.281.800)Efeito Líquido da Variação da SELIC ...................... – (351.252) (439.066) (526.879)

Risco - Alta nas Taxas de juros nacionais

2010 2011

Cenário Base SELIC

10,66%

Cenário Provável SELIC

12,75%

Cenário Possível SELIC

15,9375%

Cenário Remoto SELIC

19,125%

Risco de Liquidez

A Cemig GT administra o risco de liquidez acompanhando permanentemente e de forma conservadora o seu fl uxo de caixa. A empresa utiliza de dois tipos de visão. A primeira, orçamentária, que projeta os saldos mensalmente, para cada uma das empresas, em um período de 12 meses e a segunda projeta os saldos diariamente para 180 dias.

As Gerências de Orçamento, de Tesouraria e de Gestão de Participações, realizam reuniões semanais de acompanhamento das variáveis. Mensalmente, são realizadas reuniões que envolvem todas as áreas da Diretoria Financeira. Nestas reuniões são discutidos os principais temas que afetam o fl uxo de caixa das empresas:

Necessidades de captação;

Prazo das aplicações fi nanceiras;

Fluxo de dividendos;

Acompanhamento da receita;

Programa de investimentos;

Principais despesas operacionais;

Com o objetivo de manter a segurança do caixa, a Cemig GT estabelece em seu Estatuto Social um valor de caixa mínimo operacional para cada uma das empresas, estipulado em 5% do Lajida.

Na gestão das aplicações, a empresa busca obter rentabilidade nas operações a partir de uma rígida analise de crédito bancário, conce-dendo limites operacionais aos bancos com base em avaliações que levam em conta ratings, exposições e patrimônio. Busca também retorno trabalhando de forma efi ciente no alongamento de prazos das aplicações, sempre com base na premissa principal, o controle da liquidez.

A Companhia aplica até 20% de seus recursos em fundo de investimento exclusivo de crédito privado, sem riscos de mercado. O restante é aplicado diretamente em CDB’s ou operações compromissadas remuneradas pela taxa CDI.

O prazo das aplicações em 31 de dezembro estava assim distribuído:

Liquidez imediata .......................................................................................................................................................... 74,50%60 dias ........................................................................................................................................................................... 12,80%90 dias ........................................................................................................................................................................... 6,00%120 dias ......................................................................................................................................................................... 0,80%180 dias ......................................................................................................................................................................... 5,50%360 dias ......................................................................................................................................................................... 0,40% 100,00%

Prazos Até 1 mês


Instrumentos Financeiros à taxa de Juros Pós-fi xadasEmpréstimos, fi nanciamentos e debêntures .................................... 269.495 44.052 706.592 5.527.461 1.088.170 7.635.770Concessões a pagar ........................ 153 450 1.140 36.170 73.958 111.871 269.648 44.502 707.732 5.563.631 1.162.128 7.747.641

Consolidado

Até 1 mêsDe 1 a 3 meses

De 3meses a 1 ano

De 1 a 5 anos

Mais de5 anos

Total

Instrumentos Financeiros à taxa de Juros Pós-fi xadasEmpréstimos, fi nanciamentos e debêntures 248.292 32.536 675.883 4.548.340 119.989 5.625.040Concessões a pagar 153 450 1.140 36.170 73.958 111.871 248.445 32.986 677.023 4.584.510 193.947 5.736.911

Consolidado

Até 1 mêsDe 1 a 3meses

De 3 meses a 1 ano

De 1 a 5 anos

Mais de5 anos Total

Risco de Crédito

O risco decorrente da possibilidade da Companhia e suas controladas virem a incorrer em perdas, advindas da difi culdade de recebi-mento dos valores faturados a seus clientes, é considerado baixo. A Companhia faz um acompanhamento buscando reduzir a inadim-plência, de forma individual, junto aos seus consumidores. Também são estabelecidas negociações que viabilizem o recebimento dos créditos eventualmente em atraso.

No que se refere ao risco decorrente da possibilidade da Companhia e suas controladas virem a incorrer em perdas advindas da decretação de insolvência de Instituição Financeira em que mantenha depósitos, foi aprovada uma Política de Aplicação Financeira que vigora desde 2004 onde cada instituição é analisada segundo critérios de liquidez corrente, grau de alavancagem, grau de inadimplência, rentabilidade e custos além de análise de três agências de classifi cação de riscos fi nanceiros. As instituições recebem limites máximos de alocação de recursos que são revisados periodicamente ou sob qualquer alteração nos cenários macroeconômicos da economia brasileira.


A Energia vendida é, substancialmente, gerada por usinas hidrelétricas. Um período prolongado de escassez de chuva pode resultar na redução do volume de água dos reservatórios das Usinas, comprometendo a recuperação do volume destes e acarretar perdas em função do aumento de custos na aquisição de energia ou redução de receitas com a adoção de um novo programa de racionamento, como o verifi cado em 2001.


A Companhia, suas controladas e controladas em conjunto possuem Contratos de Empréstimos e Financiamentos, com Cláusulas Restri-tivas (“covenants”) normalmente aplicáveis a esses tipos de operações, relacionadas ao atendimento de índices econômico-fi nanceiros, geração de caixa e outros indicadores. O não atendimento dessas cláusulas poderia implicar no vencimento antecipado das dívidas. Todas as cláusulas foram atendidas em 31 de dezembro de 2010 pela Companhia e suas controladas.



A Companhia, suas controladas e controladas em conjunto possuem concessões para exploração dos serviços de Geração e Transmissão de energia elétrica com a expectativa, pela Administração, de que sejam renovadas pela ANEEL e/ou Ministério das Minas e Energia. Caso as renovações das concessões não sejam deferidas pelos órgãos reguladores ou mesmo renovados mediante a imposição de custos adicionais para a Companhia (“concessão onerosa”) ou estabelecimento de um preço teto, os atuais níveis de rentabilidade e atividade podem ser alterados.

A Companhia não foi impactada negativamente, de forma signifi cativa, em função de ocorrências relacionadas aos riscos descritos acima.

b) Instrumentos Financeiros - DerivativosOs instrumentos derivativos, contratados pela Companhia, suas controladas e controladas em conjunto têm o propósito de proteger as operações contra os riscos decorrentes de variação cambial e não são utilizados para fi ns especulativos.

Os valores do Principal das operações com Derivativos não são registrados no Balanço Patrimonial, visto que são referentes a operações que não exigem o trânsito de caixa integral, mas somente dos ganhos ou perdas auferidos ou incorridos registrados pelo valor justo. Os resultados líquidos nestas operações representam um ganho em 31 de dezembro de 2010 no montante de R$168 e uma perda em 31 de dezembro de 2009 no montante de R$40.165, respectivamente, registradas no resultado fi nanceiro.

A contraparte da operação de derivativos da Cemig Geração e Tansmissão é o banco Credit Suisse First Boston e os contratos são de swap cambial.

A Companhia possui um Comitê e Gestão de Riscos Financeiros criado com o objetivo de monitorar os Riscos Financeiros, relativos á volatilidade e tendências dos índices de infl ação, taxas de câmbio e taxas de juros que afetam suas transações fi nanceiras e as quais poderiam afetar, negativamente, sua liquidez e lucratividade. Esse Comitê objetiva também a implementação de diretrizes para operação proativa relativa ao ambiente de Riscos Financeiros ao implementar planos de ação.

O quadro a seguir apresenta os instrumentos derivativos contratados pela Companhia e sua controlada em 31 de dezembro de 2010.

Cemig Geração e

Transmissão S.A

R$106,00% do CDI

R$ ou US$48,00% do CDI

ou Variação Cambial Mensal

(o que for maior) Em 04/2010 Balcão R$75.000 R$75.000 100 86 100 86 295 (395)

Madeira Energia S.A

R$ IGP-MR$ 5,86%pré–fi xada Em 12/2012 Balcão R$120.000 R$120.000 2.235 (3.149) 2.235 (3.149) 252 (186)

Euro

Variaçãopreço futuro

do Euro Em 02/2012 Opção R$2.375 – (44) – (44) – – (125)2.291 (3.063) 2.291 (3.063) 547 (706)

Perda não realizadaEfeito

acumulado

Direito da Companhia

Obrigação daCompanhia

Período deVencimento

Mercado de Nego-

ciaçãoValor principal

contratado

ValorConforme contrato

Valor justo

Valor Recebido

Valor Pago

2010 2009 2010 2009 2010 2009 2010 2009


A Companhia não deposita margens de garantias para os instrumentos Derivativos.

Metodologia de cálculo do valor justo das posiçõesO cálculo do valor justo das aplicações fi nanceiras foi elaborado levando-se em consideração as cotações de mercado do papel, ou infor-mações de mercado que possibilitem tal cálculo, levando-se em consideração as taxas futuras de juros e câmbio de papéis similares. O valor de mercado do título corresponde ao seu valor de vencimento trazido a valor presente pelo fator de desconto obtido da curva de juros de mercado em reais.

c) Administração de Capital


Total do Passivo ............................................................................................ 9.614.679 9.602.665 5.032.349Caixa e Equivalentes de Caixa ...................................................................... 1.761.817 3.043.715 862.098Dívida Líquida ............................................................................................. 7.852.862 6.558.950 4.170.251

Total do Patrimônio Líquido ...................................................................... 5.050.645 4.518.841 4.528.583Valores acumulados no Patrimônio Líquido referente a hedge de fl uxos de caixa ............................................................................. 1.393 -Capital Ajustado ............................................................................................ 5.049.252 4.518.841 4.528.583Relação Dívida Líquida sobre Capital Ajustado em 31 de dezembro .................................................................................... 1,56 1,45 0,92

2010 2009 1/1/2009

27. MENSURAÇÃO PELO VALOR JUSTOA Companhia adota a mensuração a valor justo de seus ativos e passivos fi nanceiros. Valor justo é mensurado a valor de mercado com base em premissas em que os participantes do mercado possam mensurar um ativo ou passivo. Para aumentar a coerência e a compara-bilidade, a hierarquia do valor justo prioriza os insumos utilizados na medição em três grandes níveis, como segue:

Nível 1. Mercado Ativo: Preço Cotado – Um instrumento fi nanceiro é considerado como cotado em mercado ativo se os preços cotados forem pronta e regularmente disponibilizados por bolsa ou mercado de balcão organizado, por operadores, por corretores, ou por associação de mercado, por entidades que tenham como objetivo divulgar preços por agências reguladoras, e se esses preços representarem transações de mercado que ocorrem regularmente entre partes independentes, sem favorecimento.




AtivosCertifi cados de Depósitos Bancários ........................................ 1.456.291 1.456.291 – –Letras Financeirs do Tesouro (LFTs) ........................................ 116.588 116.588 – –Depósitos Overnight ................................................................ 171.237 171.237 – – 1.744.116 1.744.116 – –PassivosContratos de Swaps .................................................................. 2.291 – 2.291 –

Descrição

Saldo em 31 de dezembro,

2010



(Nível 1)

Sem Mercado Ativo – Técnica

de Avaliação (Nível 2)


(Nível 3)


a) O cálculo do valor justo das aplicações fi nanceiras foi elaborado levando-se em consideração as cotações de mercado do papel, ou informações de mercado que possibilitem tal cálculo, levando-se em consideração as taxas futuras de juros e câmbio de papéis similares. O valor de mercado do título corresponde ao seu valor de vencimento trazido a valor presente pelo fator de desconto obtido da curva de juros de mercado em reais.

b) Contratos de Swaps: O critério de marcação a mercado das operações de derivativos consiste em estabelecer o preço atual de uma operação já contratada de tal forma que sua reposição traga os mesmos resultados de uma nova operação. A precifi cação de Swaps é feita pela diferença entre os valores a mercado de cada uma de suas pontas corrigidas pelo seu indexador. A precifi cação do Swaps da ponta CDI é calculada da data de início da operação até a data de verifi cação considerando a projeção futura deste indexador. A precifi cação da ponta Dólar do Swap é corrigida pela variação cambial da moeda, considerando uma expectativa futura e prêmio de risco embutido.

28. SEGUROS

A Companhia, suas controladas e controladas em conjunto mantém apólices de seguro visando cobrir danos em determinados itens do seu ativo, por orientação de especialistas, conforme relação abaixo, levando em conta a natureza e o grau de risco, por montantes consi-derados sufi cientes para cobrir eventuais perdas signifi cativas sobre seus ativos e responsabilidades. As premissas de riscos adotadas, dada a sua natureza, não fazem parte do escopo de uma auditoria de Demonstrações Contábeis, conseqüentemente não foram exami-nadas pelos auditores independentes.

Ativos Cobertura Data deVigência

ImportânciaSegurada

Prêmioanual

Cemig Geração e TransmissãoAeronáutico - Aeronaves

Casco29/04/2010 a 29/04/2011

USS 4.100 USS 15

Aeronáutico - Aeronaves ResponsabilidadeCivil

29/04/2010 a 29/04/2011

USS 10.000 USS 15

Almoxarifados, Instalações prediais e Equipamentos de telecomunicações

Incêndio08/11/2010 a 08/11/2011

R$ 271.350 R$76

Risco Operacional – Geradores, Turbinas e Equipamentos de Potência

Total05/05/2010 a 05/05/2011

R$1.270.421 R$1.978

TAESARisco Operacional – Subestações, almoxarifado e Inst. Prediais

Total19/08/2010 a 19/08/2011

R$462.878 R$692

Empresas Concessionárias ou não de Serviços de Produção e Distribuição de Energia Elétrica

ResponsabilidadeCivil

19/08/2010 a 19/08/2011

R$761.412 R$108

Veículos 105% a 110%da Tabela Fipe

19/08/2010 a 19/08/2011

R$6.537 R$270

Madeira EnergiaGarantia – Performance Bond Obrigações

decorrentes do contrato de concessão

07/03/2008 a 11/10/2016

R$ 650.000 R$ 2.352

Riscos de Engenharia – Construção, Instalação e Montagem, ALOP, Responsabilidade Civil eRiscos Operacionais

Total11/11/2008 a 03/11/2016

1) RISCOS DE ENG. R$ 9.459.2012)RESP. CIVIL: R$ 10.0003) PERDA DE RECEITAANTEC. – ALOP:R$ 1.630.1564) RISCO OPER.: R$ 991.830

R$ 13.172

ResponsabilidadeCivil Geral

ResponsabilidadeCivil - Obra -

2º Layer

06/04/2009 a06/04/2012

R$ 60.000 R$ 694

Conselheiros, Diretores e Administradores

ResponsabilidadeCivil – D&O

15/08/2010 a 15/08/2011

R$ 50.000 R$ 231

Equipamentos para obra UHE Santo Antonio

Transportes -Nacional

31/01/2010 a 31/12/2015

R$ 3.176.314 R$ 387

Equipamentos para obra UHE Santo Antonio

Transportes - Internacional

31/01/2010 a 31/12/2015

US$ 309.747 US$ 69

(*) O limite máximo de indenização (LMI) é de R$186.615 mil.(**) O limite máximo de indenização (LMI) é de R$163.600 mil.(***) O limite máximo de indenização (LMI) é de R$16.000 mil.(****) O limite máximo de indenização (LMI) é de R$650.000 mil.

A Cemig Geração e Transmissão, com exceção do aeronáutico, não tem apólices de seguro para cobrir acidentes com terceiros e não está solicitando propostas para este tipo de seguro. Adicionalmente, a Companhia não solicitou propostas e não possui apólices vigentes para seguros contra eventos que poderiam afetar suas instalações, tais como terremotos e inundações, falhas sistêmicas ou risco deinterrupção dos negócios, não tendo sido apuradas perdas históricas signifi cativas em função dos riscos acima mencionados.


A Companhia, suas controladas e controladas em conjunto possuem obrigações contratuais e compromissos que incluem a amorti-zação de empréstimos e fi nanciamentos, contratos com empreiteiros para a construção de novos empreendimentos e outros, conforme demonstrado na tabela a seguir:

Empréstimos e Financiamentos .................. 1.020.133 2.692.783 1.122.252 995.924 716.508 184.708 903.462 7.635.770Dívida com Plano de Pensão-FORLUZ ............... 17.033 15.986 10.301 10.919 11.574 12.268 118.792 196.873CTSUL Termoelétrica I ........ – – – – – 829.880 46.320.813 47.150.693CTSUL Termoelétrica II ...... – – – – – 62.689 3.499.054 3.561.743Copel .................................... – – 427.710 366.343 382.887 400.587 416.949 1.994.476UHE Santo Antônio ............. – 204.249 399.752 770.110 466.411 414.668 12.680.949 14.936.139Compra de Energia - demais ................................ 616.154 550.682 373.616 447.667 457.526 478.248 6.265.491 9.189.384Total ..................................... 1.653.320 3.463.700 2.333.631 2.590.963 2.034.906 2.383.048 70.205.510 84.665.078

2011 2012 2013 2014 2015 20162017

em diante Total

30 . ATIVOS E PASSIVOS REGULATÓRIOS

Conforme mencionado em maiores detalhes na nota explicativa nº 2, item 2.6.(h), os ativos e passivos regulatórios não são registrados para fi ns de atendimento a Estrutura conceitual de apresentação das Demonstrações Contabéis.

Dessa forma, os ativos e passivos regulatórios somente impactam o resutado quando os seus efeitos são reconhecidos pela ANEEL nos reajustes tarifários, quando passam a compor a base de receita defi nida para o período subseqüente.



Os saldos dos ativos e passivos regulatórios da Companhia são como segue:

Revendedores – Transações com energia livre ......... 4.107 – (4.107) – –Ativo regulatório – revisão tarifária .......................... – 161.026 (41.398) (349) 119.279Passivo regulatório – revisão tarifária ....................... (7.662) – 7.662 – – (3.555) 161.026 (37.843) (349) 119.279

Saldo em 01/01/2009 adições (1) Amortização (2)

Atualização Monetária (3)

Saldo em 31/12/2009

Revendedores – Transações com energia livre ......... – 21.312 (22.610) 1.823 525Ativo regulatório – revisão tarifária .......................... 119.279 10.982 (77.049) 3.096 56.308Passivo regulatório – revisão tarifária ....................... – (80.830) 39.167 – (41.663) 119.279 (48.536) (60.492) 4.919 15.170

Saldo em 31/12/2009 Adições (1) Amortização (2)

Atualização Monetária (3)

Saldo em 31/12/2010

(1) Referem-se aos ativos e passivos regulatórios que serão incluídos no próximo reajuste tarifário

(2) Referem-se aos ativos e passivos regulatórios que foram incluídos nos reajustes tarifários, sendo recebidos ou descontados na tarifa aplicada aos consumidores durante o exercício.

(3) Refere-se à atualização pela variação da SELIC nos casos aplicáveis.

31. REVISÕES TARIFÁRIAS DE TRANSMISSÃO

Primeira revisão tarifária

A primeira Revisão Tarifária da Transmissão, para toda a base de ativos da Companhia, foi aprovada pela diretoria da ANEEL, em 17 de junho de 2009, na qual a ANEEL fi xou o reposicionamento da Receita Anual Permitida (RAP) da Companhia em 5,35%, retroativo a 2005.

Em 01 de junho de 2010, a ANEEL concedeu e deu provimento ao Recurso Administrativo, interposto pela Companhia, com alteração no reposicionamento da sua primeira Revisão Tarifária periódica de 5,35% para 6,96 %.

Adicionalmente, foi estabelecido, pela ANEEL, um componente fi nanceiro de R$168.632, a ser pago à Companhia por meio da Parcela de Ajuste (PA) em 24 meses. Esse valor é decorrente dos efeitos retroativos do reposicionamento tarifário, ocorrido no período entre 1º de julho de 2005 e 30 de junho de 2009, já acrescido do montante oriundo do Recurso Administrativo em R$10.542. A primeira parcela, de R$85.732, foi incorporada ao reajuste do ciclo 2009/2010 e, já foi integralmente recebida. A segunda parcela, de R$93.009, será compensada no reajuste 2010/2011.

Segunda revisão tarifária

Em 8 de junho de 2010, a ANEEL homologou o resultado da Segunda Revisão Tarifária da Transmissão da Companhia, que fixou o reposicionamento da Receita Anual Permitida (RAP) em menos 15,88%, retroativo a junho de 2009. Dessa forma, foi apurado um ressarcimento de R$ 75.568 aos usuários do Sistema de Transmissão durante o Ciclo Tarifário de julho de 2010 a julho de 2011.


33. DEMONSTRAÇÕES DOS RESULTADOS SEGREGADOS POR EMPRESAEXERCÍCIO FINDO EM 31 DE DEZEMBRO DE 2010 (Em milhares de reais)

RECEITA OPERACIONAL Fornecimento Bruto de Energia .............................................. 3.702.993 – – 3.702.993 Receita de uso da Rede ........................................................... 180.162 1.040.632 (10.585) 1.210.209 Outras Receitas........................................................................ 24.303 3.573 – 27.876 3.907.458 1.044.205 (10.585) 4.941.078DEDUÇÕES DA RECEITA OPERACIONAL .................... (826.918) (199.491) – (1.026.409)RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA ............................... 3.080.540 844.714 (10.585) 3.914.669CUSTO DO SERVIÇO DE ENERGIA ELÉTRICA Energia Elétrica Comprada para Revenda ................................ (370.721) – – (370.721)Encargo de Uso do Sist. de Transmissão ................................. (260.592) (167) 10.585 (250.174) (631.313) (167) 10.585 (620.895)CUSTO DE OPERAÇÃO Pessoal....................................................................................... (129.944) (99.850) – (229.794)Participação dos Empregados ................................................... (49.200) (25.991) – (75.191)Material ..................................................................................... (12.577) (10.810) – (23.387)Serviços de Terceiros ................................................................ (93.540) (38.926) – (132.466)Depreciação e Amortização ...................................................... (378.327) 4.836 – (373.491)Provisões ................................................................................... 12.856 (3.786) – 9.070Compensação Financeira pela Util. Recursos Hidricos ............ (135.470) – – (135.470)Custo de Construção ................................................................. – (152.248) – (152.248)Outras ........................................................................................ (5.028) (8.518) – (13.546) (791.230) (335.293) – (1.126.523)CUSTO TOTAL ...................................................................... (1.422.543) (335.460) 10.585 (1.747.418)LUCRO BRUTO ..................................................................... 1.657.997 509.254 – 2.167.251DESPESA OPERACIONALDespesa com Vendas ................................................................. 2.235 – – 2.235Administração ........................................................................... (107.074) (39.308) – (146.382)Outras ........................................................................................ (33.685) (10.097) – (43.782) (138.524) (49.405) – (187.929)RESULTADO DO SERVIÇO ................................................ 1.519.473 459.849 – 1.979.322RESULTADO FINANCEIRO LÍQUIDO ............................. (256.334) (256.619) – (512.953)IMPOSTO DE RENDA ............................................................ (331.708) (50.551) – (382.259)RESULTADO DO EXERCICIO ........................................... 931.431 152.679 – 1.084.110

DESCRIÇÃO Geração TransmissãoAtividade

não vinculada Total

RECEITA OPERACIONAL Fornecimento Bruto de Energia .............................................. 3.411.524 – 209.206 3.620.730 Receita de uso da Rede ........................................................... 113.275 676.133 – 789.408 Outras Receitas........................................................................ 4.104 4.696 16.239 25.039 3.528.903 722.036 225.445 4.476.384DEDUÇÕES DA RECEITA OPERACIONAL .................... (714.456) (147.293) (36.941) (898.690)RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA ............................... 2.814.447 574.743 188.504 3.577.694CUSTO DO SERVIÇO DE ENERGIA ELÉTRICAEnergia Elétrica Comprada para Revenda ................................ (140.259) – (8.465) (148.724)Encargo de Uso do Sist. de Transmissão ................................. (257.269) (124) (17.181) (274.574) (397.528) (124) (25.646) (423.298)CUSTO DE OPERAÇÃO Pessoal....................................................................................... (120.721) (85.515) (7.670) (213.906)Participação dos Empregados ................................................... (36.987) (18.149) (196) (55.332)Material ..................................................................................... (9.246) (10.413) (1.762) (21.421)Matéria-prima e Insumos para Produção de Energia ................ (4.070) – – (4.070)Serviços de Terceiros ................................................................ (56.455) (25.468) (20.689) (102.612)Depreciação e Amortização ...................................................... (418.546) (40.511) (26.708) (485.765)Provisões ................................................................................... 11.127 (12.415) 266 (1.022)Compensação Financeira pela Util. Recursos Hidricos ............ (130.565) – (9.753) (140.318)Custo de construção .................................................................. – (89.433) – (89.433)Outras ........................................................................................ 1.581 28.352 (9.755) 20.178 (763.882) (253.552) (76.267) (1.093.701)CUSTO TOTAL ...................................................................... (1.161.410) (253.676) (101.913) (1.516.999)LUCRO BRUTO ..................................................................... 1.653.037 321.067 86.591 2.060.695DESPESA OPERACIONALAdministração ........................................................................... (155.920) (81.282) (7.212) (244.414)Despesas com Vendas ............................................................... (1.593) – – (1.593)Outras ........................................................................................ (22.308) (2.407) (678) (25.393) (179.821) (83.689) (7.890) (271.400)RESULTADO DO SERVIÇO ................................................ 1.476.216 237.378 78.701 1.792.295RESULTADO FINANCEIRO LÍQUIDO ............................. (57.143) (76.153) (122.936) (256.232)IMPOSTO DE RENDA ............................................................ (365.210) (65.266) (2.431) (432.907)RESULTADO DO EXERCICIO ........................................... 1.053.863 95.959 (46.666) 1.103.156

DESCRIÇÃO Geração TransmissãoAtividade

não vinculada Total

Ativo Caixa e Equivalentes de Caixa .................................................................................................................. 1.402.213 235.037 10.351 101.866 12.350 – 1.761817 Contas a receber ......................................................................................................................................... 568.234 49.892 5.045 – 2.656 (119.434) 506.393 Ativo regulatório ........................................................................................................................................ 29.959 – – – – – 29.959 Outros Ativos ............................................................................................................................................. 934.234 419.033 7.090 16.392 9.683 (11.415) 1.375.017 Investimentos/Imobilizado/Financeiro Concessão .................................................................................... 9.440.922 1.888.758 345.208 707.833 544.651 (1.935.234) 10.992.138 12.375.562 2.592.720 367.694 826.091 569.340 (2.066.083) 14.665.324 Passivo Fornecedores e suprimentos ...................................................................................................................... 115.193 6.564 8.215 41.939 5.338 (1.354) 175.895 Empréstimo, Financiamento e Debêntures ................................................................................................ 5.625.040 873.811 217.886 760.767 158.266 – 7.635.770 Juros sobre Capital Próprio e Dividendos ................................................................................................. 46.819 115.026 – – 3.032 (118.058) 46.819 Obrigações Pós-Emprego .......................................................................................................................... 430.343 – – – – – 430.343 Outros Passivos .......................................................................................................................................... 1.107.522 175.693 21.009 13.403 19.663 (11.438) 1.325.852 Patrimônio Líquido .................................................................................................................................... 5.050.645 1.421.626 120.584 9.982 383.041 (1.935.233) 5.050.645 12.375.562 2.592.720 367.694 826.091 569.340 (2.066.083) 14.665.324 Resultado Receita Operacional Líquida ....................................................................................................................... 3.433.470 353.015 22.903 – 115.867 (10.586) 3.914.669

Custos e Despesa Operacional Pessoal – Administradores e Conselheiros .................................................................................................. (287.758) (18.154) (163) (7) (651) – (306.733) Participações dos Empregados .................................................................................................................... (73.133) (2.004) – – (54) – (75.191) Obrigações Pós-Emprego ............................................................................................................................ (23.694) – – – – – (23.694) Materiais ...................................................................................................................................................... (18.681) (5.316) (92) – (44) – (24.133) Serviços de Terceiros ................................................................................................................................... (133.668) (11.446) (2.253) (352) (1.378) – (149.097) Comp. Financ Utilização Recursos Hídricos ............................................................................................... (135.409) – – – (61) – (135.470) Energia Elétrica Comprada para Revenda ................................................................................................... (370.019) – – – (702) – (370.721) Encargos de Uso da Rede Básica de Transmissão ....................................................................................... (258.404) – (1.902) – (454) 10.586 (250.174) Depreciação e Amortização ......................................................................................................................... (363.860) 3.115 (12.474) – (1.216) – (374.435) Provisões Operacionais ............................................................................................................................... 7.517 1.644 (91) – – – 9.070 Outras Despesas Líquidas ............................................................................................................................ (134.949) (6.966) (923) (383) (91.548) – (234.769) (1.792.058) (39.127) (17.898) (742) (96.108) (10.586) 1.935.347 Lucro Operac. Antes do Res. de Equiv. Patrim. e Finan ....................................................................... 1.641.412 313.888 5.005 (742) 19.759 – 1.979.322 Resultado Financeiro Líquido .................................................................................................................. (419.212) (61.042) (10.807) (19.675) (2.218) – (512.953)

Lucro (Prejuízo) antes do IR, CSLL e Partic. Dos Empregados ................................................................. 1.222.201 252.846 (5.802) (20.417) 17.541 – 1.466.369 Imposto de Renda e Contribuição Social .................................................................................................... (347.582) (30.303) (45) (28) (4.301) – (382.259) Lucro Líquido do Exercício ...................................................................................................................... 874.619 222.543 (5.847) (20.445) 13.240 – 1.084.110

DESCRIÇÃO GT TAESA Eólicas Madeira Outras eliminações Total

32. DEMONSTRAÇÕES DOS RESULTADOS SEGREGADOS POR ATIVIDADE CONSOLIDADOEXERCÍCIO FINDO EM 31 DE DEZEMBRO DE 2009 (Em milhares de reais)EXERCÍCIO FINDO EM 31 DE DEZEMBRO DE 2010 (Em milhares de reais)


NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES DOS RESULTADOS SEGREGADOS POR ATIVIDADEEXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2010 E 2009

A Cemig Geração e Transmissão mantêm o registro das receitas e despesas por ativi-dade, segregando-as entre geração, transmissão e atividades não vinculadas à concessão do serviço público de energia elétrica, conforme determinação do Órgão Regulador. As Demonstrações do Resultado Segregado por Atividade para os exercícios fi ndos em 31 de dezembro de 2010 e 2009 foram elaboradas adotando-se os critérios descritos abaixo.

Para segregação das Receitas Operacionais são adotados os seguintes critérios:

Geração - Refere-se ao fornecimento de energia elétrica para consumidores livres, contratos iniciais e venda de energia na CCEE.

Transmissão – Refere-se à utilização das instalações de transmissão da rede básica, com receita permitida aprovada através de Resolução pela ANEEL e outros serviços relacionados, e compreende valores efetivamente faturados pela Companhia a terceiros durante o exercício.

Atividades não vinculadas à concessão do serviço público de energia elétrica – Referem-se as receitas provenientes dos consórcios de energia elétrica daCompanhia.

Para segregação das despesas, são adotados os seguintes critérios:

Despesas Operacionais - As despesas relacionadas diretamente com as atividades foram alocadas especifi camente, conforme registro contábil defi nido no Plano de Contas. As despesas comuns, quando a identifi cação por atividade não foi possível, foram apro-priadas através de rateio, proporcionalmente às Despesas de Pessoal e Serviço de Terceiros, diretamente alocadas, conforme previsto no Manual de Contabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica.

Para segregação das Receitas e Despesas Financeiras e Resultado não Operacional são adotados os mesmos critérios das despesas operacionais.

A Contribuição Social e o Imposto de Renda foram alocados proporcionalmente ao Resultado antes do Imposto de Renda e Contribuição Social.

As receitas e despesas alocadas entre as diversas atividades da Companhia, de todas as naturezas indicadas, limitaram-se aos valores totais efetivamente auferidos e incorridos durante o exercício pela Companhia. Não foram criadas receitas e despesas em adição aos valores constantes dos registros contábeis ofi ciais, de modo a não ser necessária a eliminação de saldos entre atividades.

A Demonstração do Resultado Segregado por Atividade foi elaborada em conformi-dade à instrução do órgão regulador, sendo que não foram elaborados os respectivos Balanços Patrimoniais e a Mutação do Patrimônio Líquido por Atividade. Desta forma, as referidas Demonstrações não representam as Demonstrações dos Resultados de cada atividade, caso as mesmas fossem sociedades constituídas legalmente, com operações independentes.

* * * * * * * * * * * * * *

Djalma Bastos de Morais Arlindo Porto Neto Luiz Fernando RollaDiretor-Presidente Diretor Vice-Presidente Diretor de Finanças, Relações com Investidores e Controle de Participações

Frederico Pacheco de Medeiros Fuad Jorge Noman Filho José Raimundo Dias FonsecaDiretor de Gestão Empresarial Diretor de Gás Diretor Comercial

Luiz Henrique de Castro Carvalho Fernando Henrique Schüffner NetoDiretor de Desenvolvimento de Negócios e

Controle Empresarial das Controladas e Coligadas

José Carlos de MattosDiretor de Geração e Transmissão Diretor

Luiz Henrique Michalick Maria Celeste Morais GuimarãesDiretor de Relações Institucionais e Comunicação Diretora Jurídica

Leonardo George de Magalhães Mário Lúcio BragaSuperintendente de Controladoria

CRC-MG 53.140Gerente de Contabilidade


RELATÓRIO DOS AUDITORES INDEPENDENTES SOBRE AS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS

AoConselho de Administração e aos Acionistas daCemig Geração e Transmissão S.A.Belo Horizonte – MG

Examinamos as demonstrações contábeis individuais e consolidadas da Cemig Geração e Transmissão S.A. (“Companhia”), identifi cadas como Controladora e Consolidado, respectivamente, que compreendem o balanço patrimonial em 31 de dezembro de 2010 e as respectivas demonstrações do resultado, do resultado abrangente, das mutações do patrimônio líquido e dos fl uxos de caixa, para o exercício fi ndo naquela data, assim como o resumo das principais práticas contábeis e demais notas explicativas.


A Administração da Companhia é responsável pela elaboração e adequada apresentação das demonstrações contábeis individuais de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e das demonstrações contábeis consolidadas de acordo com as normas inter-nacionais de relatório fi nanceiro (IFRS) emitidas pelo International Accounting Stan-dards Board – IASB, e de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil assim como pelos controles internos que ela determinou como necessários para permitir a elaboração dessas demonstrações contábeis livres de distorção relevante, independen-temente se causada por fraude ou erro.


Nossa responsabilidade é a de expressar uma opinião sobre essas demonstrações contá-beis com base em nossa auditoria, conduzida de acordo com as normas brasileiras e inter-nacionais de auditoria. Essas normas requerem o cumprimento de exigências éticas pelos auditores e que a auditoria seja planejada e executada com o objetivo de obter segurança razoável de que as demonstrações contábeis estão livres de distorção relevante.



Opinião sobre as demonstrações contábeis individuais

Em nossa opinião, as demonstrações contábeis individuais acima referidas apresentam adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição patrimonial e fi nanceira da Cemig Geração e Transmissão S.A. em 31 de dezembro de 2010, o desempenho de suas operações e os seus fl uxos de caixa para o exercício fi ndo naquela data, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil.

Opinião sobre as demonstrações contábeis consolidadas

Em nossa opinião, as demonstrações contábeis consolidadas acima referidas apresentam adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição patrimonial e fi nanceira consolidada da Cemig Geração e Transmissão S.A. em 31 de dezembro de 2010, o

desempenho consolidado de suas operações e os seus fl uxos de caixa consolidados para o exercício fi ndo naquela data, de acordo com as normas internacionais de relatório fi nanceiro (IFRS) emitidas pelo International Accounting Standards Board – IASB e as práticas contábeis adotadas no Brasil.

Ênfases

Conforme descrito na nota explicativa 2.9, as demonstrações contábeis individuais foram elaboradas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil. No caso da Cemig Geração e Transmissão S.A. essas práticas diferem do IFRS, aplicável às demonstrações contábeis separadas, somente no que se refere à avaliação dos investi-mentos em controladas e controladas em conjunto pelo método de equivalência patri-monial, enquanto que para fi ns de IFRS seria custo ou valor justo.

A controlada em conjunto Madeira Energia S.A. - MESA e sua controlada incorreram em gastos de constituição relacionados com o desenvolvimento do projeto de construção da Usina Hidrelétrica Santo Antônio, os quais, de acordo com as projeções fi nanceiras preparadas pela sua Administração, deverão ser absorvidos pelas receitas futuras das operações. A realização do ativo imobilizado consolidado constituído pelos referidos gastos, que em 31 de dezembro de 2010 totalizavam R$7.077,9 milhões, de acordo com as expectativas da administração, dar-se-á a partir do início das operações, previsto para dezembro de 2011. O montante proporcional à Companhia é de R$707,8 milhões no ativo imobilizado.

Outros assuntos


Examinamos, também, as demonstrações individual e consolidada do valor adicionado (DVA), elaboradas sob a responsabilidade da administração da Companhia, referentes ao exercício fi ndo em 31 de dezembro de 2010, cuja apresentação é requerida pela legislação societária brasileira para companhias abertas, e como informação suple-mentar pelas IFRS que não requerem a apresentação da DVA. Essas demonstrações foram submetidas aos mesmos procedimentos de auditoria descritos anteriormente e, em nossa opinião, estão adequadamente apresentadas, em todos os seus aspectos rele-vantes, em relação às demonstrações contábeis tomadas em conjunto.

Auditoria dos valores correspondentes ao exercício anterior

Os valores correspondentes ao exercício fi ndo em 31 de dezembro de 2009, apresen-tados para fi ns de comparação, foram anteriormente por nós auditados de acordo com as normas de auditoria vigentes por ocasião da emissão do relatório em 23 de março de 2010, que não conteve nenhuma modifi cação. As normas de auditoria então vigentes permitiam divisão de responsabilidade, portanto, como as demonstrações contábeis das controladas em conjunto Central Eólica Praias de Parajuru S.A., Central Eólica Praia de Morgado S.A., Central Eólica Volta do Rio S.A., Hidrelétrica Cachoeirão S.A., Empresa Brasileira Transmissão de Energia S.A. e Madeira Energia S.A., relativas ao exercício fi ndo em 31 de dezembro de 2009, foram examinadas por outros auditores independentes, a nossa opinião, no que diz respeito aos valores dos investimentos e dos resultados decorrentes dessas controladas em conjunto, estão baseadas nos pareceres sem ressalvas desses auditores.


KPMG Auditores Independentes Marco Túlio Fernandes Ferreira CRC SP014428/O-6-F-MG Contador CRCMG058176/O-0

PARECER DO CONSELHO FISCAL

DECLARAÇÃO DE REVISÃODAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS

PELOS DIRETORES

DECLARAÇÃO DE REVISÃO, PELOSDIRETORES, DO RELATÓRIO DOS AUDITORES

INDEPENDENTES SOBRE ASDEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS

Eu, Anamaria Pugedo Frade Barros, Superintendente da Secretaria Geral e Executiva Empresarial da Companhia Energética de Minas Gerais, Cemig, declaro, para os devidos fi ns, que no livro de Atas das reuniões da Diretoria Executiva da Cemig Geração e Trans-missão S.A., na Ata da 373ª realizada em 15-03-2011, encontrei registrada, dentre outros assuntos, a aprovação da conclusão, em 15-03-2011, das Demonstrações Financeiras da Companhia relativas ao exercício social de 2010; bem como o encaminhamento ao Conselho de Administração da proposta referente à aprovação do laudo de avaliação dos ativos de geração e da adoção dos saldos contábeis dos ativos de transmissão como base de valor na adoção inicial da Interpretação Técnica ICPC01 e, ainda, o encaminhar ao Conselho de Administração para deliberação e encaminhamento à Assembleia Geral Ordinária do Relatório da Administração, das Demonstrações Financeiras do exercício de 2010 e dos respectivos documentos complementares. Sobre tais documentos, os Diretores presentes à reunião declararam que reviram, discutiram e concordaram com as citadas Demonstrações Financeiras. Por ser verdade, passo esta certidão, sobre a responsabili-dade do meu cargo.



Eu, Anamaria Pugedo Frade Barros, Superintendente da Secretaria Geral e Executiva Empresarial da Companhia Energética de Minas Gerais - Cemig, declaro, para os devidos fi ns, que no livro de Atas das reuniões da Diretoria Executiva da Cemig Geração e Trans-missão S.A., na Ata da 373ª realizada em 15-03-2011, encontrei registrada, dentre outros assuntos, a aprovação da conclusão, em 15-03-2011, das Demonstrações Financeiras da Companhia relativas ao exercício social de 2010; bem como o encaminhamento ao Conselho de Administração da proposta referente à aprovação do laudo de avaliação dos ativos de geração e da adoção dos saldos contábeis dos ativos de transmissão como base de valor na adoção inicial da Interpretação Técnica ICPC01 e, ainda, o encaminhar ao Conselho de Administração para deliberação e encaminhamento à Assembleia Geral Ordinária do Relatório da Administração, das Demonstrações Financeiras do exercício de 2010 e dos respectivos documentos complementares. Sobre tais documentos, os Diretores presentes à reunião declararam que reviram, discutiram e concordaram com as opiniões expressas pelos representantes dos Auditores Independentes. Por ser verdade, passo esta certidão, sobre a responsabilidade do meu cargo.



Os membros do Conselho Fiscal da Cemig Geração e Transmissão S.A., infra-assinados, no desempenho de suas funções legais e estatutárias, examinaram o Rela-tório da Administração e as Demonstrações Financeiras, referente ao exercício fi ndo em 31-12-2010, e respectivos documentos complementares. Após verifi carem que os documentos acima mencionados refl etem a situação econômico-fi nanceira da Empresa e considerando, também, os esclarecimentos prestados pelos representantes da Admi-nistração da Companhia e de seus auditores independentes (KPMG Auditores Inde-pendentes), opinam os membros do Conselho Fiscal, por unanimidade, favoravel-mente à aprovação dos mesmos nas Assembleias Gerais Ordinária e Extraordinária,a realizarem-se, cumulativamente, em 29 de abril de 2011.


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