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1

CEM

IG

INFORME FINANCIERO TRIMESTRAL

PRIMER SEMESTRE 2014

COMPANHIA ENERGÉTICA DE MINAS GERAIS – CEMIG

SUMARIO

BALANCES DE SITUACIÓN ........................................................................................................................................ 2

CUENTAS DE RESULTADOS ...................................................................................................................................... 4

ESTADOS DEL RESULTADO GLOBAL .......................................................................................................................... 6

ESTADOS DE CAMBIO EN EL PATRIMONIO NETO (CONSOLIDADO) ............................................................................ 7

ESTADOS DE FLUJOS DE EFECTIVO ........................................................................................................................... 8

ESTADOS DE VALOR AÑADIDO ............................................................................................................................... 10

NOTAS A LA INFORMACIÓN FINANCIERA INTERMEDIA RESUMIDA ......................................................................... 11

1. ACTIVIDAD DE LA COMPAÑÍA ............................................................................................................................ 11

2. BASES DE PRESENTACIÓN DE LA INFORMACIÓN FINANCIERA INTERMEDIA ......................................................... 11

3. PRINCIPIOS DE CONSOLIDACIÓN ........................................................................................................................ 14

4. EFECTIVO Y OTROS ACTIVOS LÍQUIDOS EQUIVALENTES ...................................................................................... 14

5. INSTRUMENTOS FINANCIEROS DE RENTA FIJA ................................................................................................... 15

6. CUENTAS A COBRAR: CONSUMIDORES, REVENDEDORES Y CONCESIONARIOS DE TRANSPORTE DE ENERGÍA

ELÉCTRICA ................................................................................................................................................... 15

7. IMPUESTOS COMPENSABLES ............................................................................................................................. 17

8. ACTIVOS POR IMPUESTOS: IMPUESTO SOBRE BENEFICIOS Y CONTRIBUCIÓN SOCIAL .......................................... 17

9. DEPÓSITOS JUDICIALES ...................................................................................................................................... 19

10. TRANSFERENCIAS DE RECURSOS PROVENIENTES DE LA CUENTA DE DESARROLLO ENERGÉTICO (CDE)……. ......... 20

11. ACTIVOS FINANCIEROS: CONCESIONES ............................................................................................................ 21

12. INVERSIONES .................................................................................................................................................. 24

13. INMOVILIZADO MATERIAL ............................................................................................................................... 31

14. INMOVILIZADO INTANGIBLE ............................................................................................................................ 34

15. PROVEEDORES ................................................................................................................................................ 35

16. IMPUESTOS, TASAS Y CONTRIBUCIONES ESPECIALES ........................................................................................ 36

17. PRÉSTAMOS, FINANCIACIONES Y OBLIGACIONES (DEBENTURES) ...................................................................... 37

18. CARGAS REGULATORIAS .................................................................................................................................. 41

19. PRESTACIONES POST-EMPLEO Y OTROS BENEFICIOS SOCIALES ......................................................................... 41

20. PROVISIONES .................................................................................................................................................. 41

21. PATRIMONIO NETO Y RETRIBUCIÓN A LOS ACCIONISTAS .................................................................................. 51

22. INGRESOS ....................................................................................................................................................... 52

23. COSTES Y GASTOS DE EXPLOTACIÓN ................................................................................................................ 56

24. INGRESOS Y GASTOS FINANCIEROS .................................................................................................................. 60

25. SALDOS Y TRANSACCIONES CON PARTES VINCULADAS ..................................................................................... 61

26. INSTRUMENTOS FINANCIEROS Y GESTIÓN DEL RIESGO ..................................................................................... 63

27. VALORACIÓN DE ACTIVOS Y PASIVOS FINANCIEROS A VALOR RAZONABLE ........................................................ 72

28. INFORMACIÓN POR SEGMENTOS DE EXPLOTACIÓN ......................................................................................... 73

29. HECHOS POSTERIORES A LA FECHA DEL BALANCE ............................................................................................ 76

ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS CONSOLIDADOS DEL PERIODO ............................................................................... 77

INFORMACIÓN ADICIONAL QUE LA COMPAÑÍA ESTIMA RELEVANTE ...................................................................... 93

INFORME DE REVISIÓN LIMITADA DE LA INFORMACIÓN FINANCIERA INTERMEDIA …………………………………............. 104



2

CEM

IG

BALANCES DE SITUACIÓN

A 30 DE JUNIO DE 2014 Y 31 DE DICIEMBRE DE 2013

ACTIVO

(Miles de reales)

Las notas explicativas adjuntas son parte integrante de esta información financiera intermedia resumida.

Nota

Consolidado Sociedad Matriz

A 30.06.2014 A 31.12.2013 A 30.06.2014 A 31.12.2013

CORRIENTE

Efectivo y otros activos líquidos equivalentes 4 1.988.777 2.201.827 500.860 286.183

Instrumentos financieros de renta fija 5 1.238.040 933.571 354.873 163.591

Cuentas a cobrar: consumidores y revendedores 6 2.407.871 1.911.731 - -

Concesionarios: transporte de energía eléctrica 6 238.629 240.520 - -

Activo financiero: concesiones 11 4.582 2.254 - -

Impuestos compensables 7 194.374 481.544 4.824 4.817

Activo por impuestos: impuesto sobre beneficios y contribución social recuperables

8a 96.796 248.615 - -

Revendedores: transacciones de energía en el mercado eléctrico liberalizado

42.617 42.617 - -

Cobro de dividendos

130.427 17.086 569.181 1.202.165

Existencias

37.335 37.726 10 12

Transferencias de recursos provenientes de la Cuenta de Desarrollo Energético (CDE)

10 558.187 174.613 - -

Otros activos corrientes 417.081 376.679 15.575 10.689

TOTAL CORRIENTE

7.354.716 6.668.783 1.445.323 1.667.457

NO CORRIENTE

Instrumentos financieros de renta fija 5 41.367 89.723 9.152 16.534

Concesionarios: transporte de energía eléctrica 6 7.224 8.288 - -

Activo por impuestos diferidos: impuesto sobre beneficios y contribución social

8b 1.367.994 1.220.896 331.332 322.372

Impuestos compensables 7 381.002 382.075 6.553 6.553

Activo por impuestos: impuesto sobre beneficios y contribución social recuperables

8a 145.629 177.499 145.629 177.499

Depósitos judiciales 9 1.227.127 1.180.274 153.507 147.839

Cuentas a cobrar: consumidores y revendedores 6 170.832 180.307 - -

Otros activos no corrientes

117.369 83.369 13.917 25.741

Activo financiero: concesiones 11 6.307.643 5.840.683 - -

Inversiones 12 8.179.227 6.160.800 12.395.610 11.764.443

Inmovilizado material 13 5.697.763 5.817.455 1.204 1.313

Inmovilizado intangible 14 1.737.355 2.003.990 619 753

TOTAL NO CORRIENTE

25.380.532 23.145.359 13.057.523 12.463.047

TOTAL ACTIVO

32.735.248 29.814.142 14.502.846 14.130.504



3

CEM

IG

BALANCES DE SITUACIÓN

A 30 DE JUNIO DE 2014 Y 31 DE DICIEMBRE DE 2013

PASIVO

(Miles de reales)

Nota Consolidado Sociedad Matriz

A 30.06.2014 A 31.12.2013 A 30.06.2014 A 31.12.2013

CORRIENTE

Proveedores 15 1.443.812 1.066.358 6.784 15.325

Cargas regulatorias 18 167.640 153.437 - -

Participación en beneficios

136.561 124.930 11.351 10.820

Impuestos, tasas y contribuciones especiales 16a 469.718 498.553 20.847 66.879

Pasivo por impuestos: impuesto sobre beneficios y contribución social

16b 24.576 34.899 - -

Pagos de intereses sobre capital propio y dividendos

1.331.673 1.107.664 1.331.673 1.107.664

Préstamos y financiaciones 17 3.792.772 1.056.225 - -

Obligaciones (debentures) 17 664.175 1.181.541 - -

Sueldos, salarios y cargas sociales

173.253 185.693 7.523 9.957

Prestaciones post-empleo y otros beneficios sociales 19 146.466 138.076 8.048 7.759

Pagos por concesiones

21.194 20.400 - -

Otros pasivos corrientes

353.525 353.865 15.461 30.834

TOTAL CORRIENTE

8.725.365 5.921.641 1.401.687 1.249.238

NO CORRIENTE

Cargas regulatorias 18 193.091 193.025 - -

Préstamos y financiaciones 17 2.085.273 2.379.259 - -

Obligaciones (debentures) 17 5.011.609 4.840.339 - -

Impuestos, tasas y contribuciones especiales 16a 672.315 705.497 - -

Pasivo por impuestos diferidos: impuesto sobre beneficios y contribución social

8b 236.311 255.813 - -

Provisiones 20 287.018 306.385 56.869 67.714

Pagos por concesiones

154.702 151.995 - -

Prestaciones post-empleo y otros beneficios sociales 19 2.372.379 2.310.652 120.730 117.558

Otros pasivos no corrientes

128.942 111.179 55.317 57.637

TOTAL NO CORRIENTE

11.141.640 11.254.144 232.916 242.909

TOTAL PASIVO

19.867.005 17.175.785 1.634.603 1.492.147

PATRIMONIO NETO 21

Capital suscrito

6.294.208 6.294.208 6.294.208 6.294.208

Reservas de capital

1.924.503 1.924.733 1.924.503 1.924.733

Reservas procedentes de beneficios no repartidos

2.081.355 3.839.882 2.081.355 3.839.882

Ajustes por valoración del patrimonio neto

547.304 579.534 547.304 579.534

Resultados acumulados 2.020.873 - 2.020.873 -

TOTAL PATRIMONIO NETO

12.868.243 12.638.357 12.868.243 12.638.357

TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO NETO

32.735.248 29.814.142 14.502.846 14.130.504




4

CEM

IG

4

CEM

IG

CUENTAS DE RESULTADOS

CORRESPONDIENTES A LOS PERIODOS DE SEIS MESES TERMINADOS EL 30 DE JUNIO DE 2014 Y 2013

(Miles de reales, a excepción de la cifra del beneficio por acción)


A 30.06.2014 A 30.06.2013 A 30.06.2014 A 30.06.2013

INGRESOS NETOS 22 9.498.530 7.116.584 160 161

COSTES Y GASTOS DE EXPLOTACIÓN

COSTES DE ENERGÍA ELÉCTRICA 23

Compras de energía eléctrica

(3.497.982) (2.274.710) - -

Cargos por el uso de la red de transmisión

(334.226) (254.092) - -

(3.832.208) (2.528.802) - -

GASTOS DE EXPLOTACIÓN 23

Gastos de personal (empleados y directivos)

(482.505) (429.795) - -

Materiales

(151.429) (69.441) - -

Servicios exteriores

(340.867) (304.564) - -

Amortizaciones y pérdidas por deterioro

(373.838) (356.674) - -

Provisiones de explotación

(3.526) (47.857) - -

Regalías por la utilización de recursos hídricos

(69.624) (62.853) - -

Costes de construcción de infraestructuras

(361.241) (465.405) - -

Otros gastos de explotación, netos

(91.926) (79.860) - -

(1.874.956) (1.816.449) - -

TOTAL GASTOS DE EXPLOTACIÓN

(5.707.164) (4.345.251) - -

RESULTADO BRUTO DE EXPLOTACIÓN

3.791.366 2.771.333 160 161

OTROS GASTOS DE EXPLOTACIÓN 23

Gastos de ventas

(48.513) (34.484) - -

Gastos generales y de administración

(266.124) (512.867) (28.470) (31.112)

Otros gastos

(311.764) (221.893) (19.852) (59.492)

(626.401) (769.244) (48.322) (90.604)

Resultado de entidades valoradas por el método de la participación

135.947 250.582 2.001.409 1.335.912

Ganancias provenientes de la enajenación de inversiones

- 284.298 - 378.378

Beneficios no realizados en la enajenación de inversiones

- (80.959) - (80.959)

Resultado de explotación antes del resultado financiero e impuestos

3.300.912 2.456.010 1.953.247 1.542.888

Ingresos financieros 24 292.346 282.839 32.009 76.445

Gastos financieros 24 (667.466) (597.961) (3.253) (24.414)

Resultado antes de impuestos

2.925.792 2.140.888 1.982.003 1.594.919

Impuestos (impuesto sobre beneficios y contribución social) corrientes

8c (1.080.084) (584.980) - (86.319)

Impuestos (impuesto sobre beneficios y contribución social) diferidos

8c 145.255 (73.323) 8.960 (26.015)

RESULTADO DEL PERIODO

1.990.963 1.482.585 1.990.963 1.482.585

Beneficio básico y diluido por acción preferente 21 1,58 1,18 1,58 1,18

Beneficio básico y diluido por acción ordinaria 21 1,58 1,18 1,58 1,18




5

CEM

IG H

old

ing

S.A

5

CEM

IG

CUENTAS DE RESULTADOS

CORRESPONDIENTES A LOS SEGUNDOS PERIODOS TRIMESTRALES TERMINADOS EL 30 DE JUNIO DE 2014 Y 2013

(Miles de reales, a excepción de la cifra del beneficio por acción)


2º TRI 2014 2º TRI 2013 2º TRI 2014 2º TRI 2013

INGRESOS NETOS 22 4.737.758 3.438.990 80 81

COSTES Y GASTOS DE EXPLOTACIÓN

COSTES DE ENERGÍA ELÉCTRICA 23

Compras de energía eléctrica

(1.869.266) (1.301.923) - -

Cargos por el uso de la red de transmisión

(164.684) (127.867) - -

(2.033.950) (1.429.790) - -

GASTOS DE EXPLOTACIÓN 23

Gastos de personal (empleados y directivos)

(250.620) (217.015) - -

Materiales

(104.215) (18.062) - -

Servicios exteriores

(183.743) (159.019) - -

Amortizaciones y pérdidas por deterioro

(203.293) (169.440) - -

Provisiones de explotación

(15.066) (41.598) - -

Regalías por la utilización de recursos hídricos

(28.489) (28.812) - -

Costes de construcción de infraestructuras

(212.171) (261.058) - -

Otros gastos de explotación, netos

(55.348) (60.254) - -

(1.052.945) (955.258) - -

TOTAL GASTOS DE EXPLOTACIÓN

(3.086.895) (2.385.048) - -

RESULTADO BRUTO DE EXPLOTACIÓN

1.650.863 1.053.942 80 81

OTROS GASTOS DE EXPLOTACIÓN 23

Gastos de ventas

(21.205) (13.862) - -

Gastos (reversión) generales y de administración

(111.888) (166.781) (13.663) 11.331

Otros gastos

(164.581) (92.796) (15.468) (52.157)

(297.674) (273.439) (29.131) (40.826)


21.227 84.424 747.347 458.976

Ganancias provenientes de la enajenación de inversiones

- 284.298 - 378.378

Beneficios no realizados en la enajenación de inversiones

- (80.959) - (80.959)

Resultado de explotación antes del resultado financiero e impuestos

1.374.416 1.068.266 718.296 715.650

Ingresos financieros 24 39.423 144.450 18.839 23.307

Gastos financieros 24 (317.004) (296.036) (1.438) (1.272)

Resultado antes de impuestos

1.096.835 916.680 735.697 737.685


8c (452.821) (246.590) - (84.423)

Impuestos (impuesto sobre beneficios y contribución social) diferidos

8c 96.860 (52.852) 5.177 (36.024)

RESULTADO DEL PERIODO

740.874 617.238 740.874 617.238

Beneficio básico y diluido por acción preferente 21 0,59 0,49 0,59 0,49

Beneficio básico y diluido por acción ordinaria 21 0,59 0,49 0,59 0,49




6

CEM

IG

6

CEM

IG

ESTADOS DEL RESULTADO GLOBAL


(Miles de reales)


A 30.06.2014 A 30.06.2013 A 30.06.2014 A 30.06.2013

RESULTADO DEL PERIODO 1.990.963 1.482.585 1.990.963 1.482.585

OTRO RESULTADO GLOBAL

Partidas que no pueden ser objeto de reclasificación a la cuenta de resultados

Por ajuste de pasivos actuariales: revalorización de obligaciones relacionadas con el plan de prestaciones definidas, neto de efectos impositivos

325 (166) - -

Participación en otro resultado global de las inversiones contabilizadas por el método de la participación

(2.645) 4.232 (2.320) 4.066

(2.320) 4.066 (2.320) 4.066

RESULTADO GLOBAL DEL PERIODO 1.988.643 1.486.651 1.988.643 1.486.651


ESTADOS DEL RESULTADO GLOBAL

CORRESPONDIENTES A LOS SEGUNDOS PERIODOS TRIMESTRALES TERMINADOS EL 30 DE JUNIO DE 2014 Y 2013

(Miles de reales)



RESULTADO DEL PERIODO 740.874 617.238 740.874 617.238

OTRO RESULTADO GLOBAL

Partidas que no pueden ser objeto de reclasificación a la cuenta de resultados

Por ajuste de pasivos actuariales: revalorización de obligaciones relacionadas con el plan de prestaciones definidas, neto de efectos impositivos

- - - -


(1.136) 4.942 (1.136) 4.942

(1.136) 4.942 (1.136) 4.942

RESULTADO GLOBAL DEL PERIODO 739.738 622.180 739.738 622.180




7

CEM

IG H

old

ing

S.A

7

CEM

IG

ESTADOS DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO NETO (CONSOLIDADO)


(Miles de reales)

Capital suscrito

Reservas de capital

Beneficios no distribuidos

Ajustes por valoración del

patrimonio neto

Resultados acumulados

Total Patrimonio neto

SALDO A 31 DE DICIEMBRE DE 2012 4.265.091 3.953.850 2.856.176 474.879 - 11.549.996

Resultado del periodo - - - - 1.482.585 1.482.585

Otro resultado global:

Ajuste de pasivos actuariales: revalorización de obligaciones relacionadas con el plan de prestaciones definidas, neto de efectos impositivos

- - - (166) - (166)


- - - 4.232 - 4.232

Resultado global del periodo - - - 4.066 1.482.585 1.486.651

Otras variaciones de patrimonio neto:

Ampliación de capital 548.271 (548.271) - - - -

Dividendo complementario propuesto en 2012 (0,74 reales por acción)

- - (628.131) - - (628.131)

Ajustes por valoración del patrimonio neto: coste atribuido a elementos del Inmovilizado material

- - - (61.131) 61.131 -

SALDO A 30 DE JUNIO DE 2013 4.813.362 3.405.579 2.228.045 417.814 1.543.716 12.408.516

SALDO A 31 DE DICIEMBRE DE 2013 6.294.208 1.924.733 3.839.882 579.534 - 12.638.357

Resultado del periodo - - - - 1.990.963 1.990.963

Otro resultado global:

Ajuste de pasivos actuariales: revalorización de obligaciones relacionadas con el plan de prestaciones definidas, neto de efectos impositivos

- - - 325 - 325

Participación en otro resultado global de las inversiones

contabilizadas por el método de la participación (2.645) (2.645)

Resultado global del periodo - - - (2.320) 1.990.963 1.988.643

Otras variaciones de patrimonio neto:

Reembolso de acciones debido al ejercicio del derecho de receso por parte de accionistas

- (230) - - - (230)

Dividendo complementario propuesto en 2013 (0,04 reales por acción)

- - (54.527) - - (54.527)

Dividendo extraordinario (1,35 reales por acción) - - (1.704.000) - - (1.704.000)

Ajustes por valoración del patrimonio neto: coste atribuido a elementos del Inmovilizado material

- - - (29.910) 29.910 -

SALDO A 30 DE JUNIO DE 2014 6.294.208 1.924.503 2.081.355 547.304 2.020.873 12.868.243




8

CEM

IG

8

CEM

IG

ESTADOS DE FLUJOS DE EFECTIVO


(Miles de reales)


A 30.06.2014 A 30.06.2013 A 30.06.2014 A 30.06.2013

FLUJOS DE EFECTIVO DE LAS ACTIVIDADES DE EXPLOTACIÓN

Resultado del periodo 1.990.963 1.482.585 1.990.963 1.482.585

Gastos (ingresos) que no implican movimiento de efectivo

Impuestos (impuesto sobre beneficios y contribución social) 934.829 658.303 (8.960) 112.334

Amortizaciones y pérdidas por deterioro 384.524 387.125 254 201

Bajas de inmovilizado material y activos intangibles, netas 5.299 3.186 - 20

Ganancias provenientes de la enajenación de inversiones - (284.298) - (378.378)

Resultado de entidades valoradas por el método de la participación (135.947) (250.582) (2.001.409) (1.335.912)

Beneficios no realizados - 80.959 - 80.959

Intereses y ajustes por inflación 582.267 450.290 - (22.087)

Provisión (reversión) para pérdidas de explotación (16.492) 75.001 (5.216) 8.293

Prestaciones post-empleo y otros beneficios sociales 163.949 137.757 8.387 8.173

3.909.392 2.740.326 (15.981) (43.812)

(Aumento) Disminución de activos

Cuentas a cobrar: consumidores y revendedores (535.190) 61.901 - -


(383.574) (102.904) - -

Impuestos compensables 288.243 52.408 (7) 57.254

Impuestos (impuesto sobre beneficios y contribución social) recuperables 181.846 58.962 31.870 (23.249)

Concesionarios: transporte de energía eléctrica 2.955 106.941 - -

Depósitos judiciales (46.853) 110.604 (5.668) 127.365

Cobro de dividendos de participadas 274.845 276.222 2.010.096 235.786

Activo financiero: concesiones 2.106 295.906 - -

Otros (87.897) 114.364 5.510 21.173

(303.519) 974.404 2.041.801 418.329

Aumento (Disminución) de pasivos

Proveedores 377.454 (275.705) (8.541) 2.235

Impuestos, tasas y contribuciones especiales (62.017) (79.426) (46.032) (39.186)

Impuestos (impuesto sobre beneficios y contribución social) a pagar y diferidos

(156.565) (107.350) - 21.783

Sueldos, salarios y cargas sociales (12.440) (14.320) (2.434) (2.843)

Cargas regulatorias 14.269 (73.759) - -

Prestaciones post-empleo y otros beneficios sociales (93.832) (86.707) (4.926) (4.704)

Otros 14.890 37.012 (22.791) (7.349)

81.759 (600.255) (84.724) (30.064)

FLUJOS DE EFECTIVO DE LAS ACTIVIDADES DE EXPLOTACIÓN 3.687.632 3.114.475 1.941.096 344.453

Pagos de intereses sobre préstamos y financiaciones (550.807) (657.880) - (17.784)

Pagos por impuestos (impuesto sobre beneficios y contribución social) (953.344) (516.904) - (108.102)

FLUJOS NETOS DE EFECTIVO DE LAS ACTIVIDADES DE EXPLOTACIÓN 2.183.481 1.939.691 1.941.096 218.567



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A 30.06.2014 A 30.06.2013 A 30.06.2014 A 30.06.2013

FLUJOS DE EFECTIVO DE LAS ACTIVIDADES DE INVERSIÓN

Instrumentos financieros de renta fija (256.113) (2.073.731) (183.900) (1.169.341)

Amortización de cuentas a cobrar: Gobierno del Estado de Minas Gerais - 2.465.646 - 2.465.646

Fondos vinculados 1.200 - (268) -

Activo financiero: concesiones (37.092) (46.233) - -

Inversiones (2.260.300) 1.351.574 (7.492) 1.619.986

Enajenación de inversiones - 1.691.415 - 1.619.986

Adquisición de participaciones (2.160.341) (94.184) - -

Aportaciones de capital en participadas (99.959) (236.734) - -

Otras inversiones - (8.923) - -

Adquisición de inmovilizado material (49.239) (4.115) (11) -

Adquisición de activos intangibles (326.571) (444.119) - -

FLUJOS NETOS DE EFECTIVO DE LAS ACTIVIDADES DE INVERSIÓN (2.928.115) 1.249.022 (191.671) 2.916.291

FLUJOS DE EFECTIVO DE LAS ACTIVIDADES DE FINANCIACIÓN

Reembolso de acciones debido al ejercicio del derecho de receso por parte de accionistas

(230) - (230) -

Préstamos, financiaciones y obligaciones 3.128.769 2.442.510 - -

Pagos por préstamos, financiaciones y obligaciones (1.062.437) (3.232.080) - (1.106.397)

Pagos de dividendos e intereses sobre capital propio (1.534.518) (2.688.210) (1.534.518) (2.688.210)

FLUJOS NETOS DE EFECTIVO DE LAS ACTIVIDADES DE FINANCIACIÓN 531.584 (3.477.780) (1.534.748) (3.794.607)

VARIACIÓN NETA DE EFECTIVO Y EQUIVALENTES AL EFECTIVO (213.050) (289.067) 214.677 (659.749)

EFECTIVO Y EQUIVALENTES AL EFECTIVO

Al inicio del periodo 2.201.827 1.919.125 286.183 1.057.122

Al final del periodo 1.988.777 1.630.058 500.860 397.373

(213.050) (289.067) 214.677 (659.749)




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ESTADOS DE VALOR AÑADIDO


(Miles de reales)


A 30.06.2014 A 30.06.2013 A 30.06.2014 A 30.06.2013

INGRESOS

Ventas de energía eléctrica y prestación de servicios

11.720.621 9.064.480 160 161

Ingresos de construcción de infraestructuras de distribución

324.149 421.826 - -

Ingresos de construcción de infraestructuras de transmisión

37.092 43.579 - -

Ingresos provenientes de la enajenación de inversiones

- 1.691.415 - 1.619.986

Ingresos provenientes de compensaciones por los activos de transmisión

63.315 - - -

Otros ingresos 13.800 2.300 - -

Provisiones para insolvencias y deudas de dudoso cobro

(48.525) (34.501) - -

12.110.452 11.189.099 160 1.620.147

INSUMOS ADQUIRIDOS A TERCEROS

Compras de energía eléctrica (3.820.607) (2.416.955) - -

Cargos por el uso de la red de transmisión (369.632) (284.495) - -

Servicios exteriores (580.584) (660.684) (8.372) (4.281)

Materiales (317.137) (273.768) (58) (67)

Costes derivados de la enajenación de inversiones

- (1.407.117) - (1.241.608)

Otros gastos de explotación (116.016) (286.483) (6.239) (47.545)

(5.203.976) (5.329.502) (14.669) (1.293.501)

VALOR AÑADIDO BRUTO 6.906.476 5.859.597 (14.509) 326.646

RETENCIONES

Amortizaciones y pérdidas por deterioro (384.524) (387.125) (254) (201)

VALOR AÑADIDO NETO PRODUCIDO POR LA COMPAÑÍA

6.521.952 5.472.472 (14.763) 326.445

VALOR AÑADIDO PROVENIENTE DE TRANSFERENCIAS


135.947 250.582 2.001.409 1.335.912

Beneficios no realizados - (80.959) - (80.959)

Ingresos financieros 292.346 372.676 32.009 76.445

VALOR AÑADIDO A DISTRIBUIR 6.950.245 6.014.771 2.018.655 1.657.843

DISTRIBUCIÓN DEL VALOR AÑADIDO

% % % %

Personal 773.977 11,13 797.104 13,25 27.368 1,35 32.052 1,93

Retribuciones directas 517.049 7,44 454.056 7,55 14.769 0,73 15.661 0,94

Beneficios 222.716 3,20 190.980 3,18 10.579 0,52 10.777 0,65

Fondo de Ahorro Laboral (“FGTS”) 34.060 0,49 31.211 0,51 2.016 0,10 1.707 0,10

Plan de bajas voluntarias incentivadas 152 - 120.857 2,01 4 - 3.907 0,24

Impuestos, tasas y contribuciones especiales

3.462.815 49,82 2.996.051 49,81 (3.085) (0,15) 118.279 7,13

Federales 1.941.613 27,94 1.592.318 26,47 (3.271) (0,16) 118.133 7,12

Estatales 1.515.264 21,80 1.399.415 23,27 129 0,01 84 0,01

Municipales 5.938 0,08 4.318 0,07 57 - 62 -

Remuneración del capital de terceros 722.490 10,40 739.031 12,29 3.409 0,17 24.927 1,51

Intereses 667.466 9,60 687.798 11,44 3.253 0,16 24.414 1,47

Alquileres 55.024 0,79 51.233 0,85 156 0,01 513 0,04

Remuneración del capital propio 1.990.963 28,65 1.482.585 24,65 1.990.963 98,63 1.482.585 89,43

Resultados acumulados 1.990.963 28,65 1.482.585 24,65 1.990.963 98,63 1.482.585 89,43

6.950.245 100,00 6.014.771 100,00 2.018.655 100,00 1.657.843 100,00




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NOTAS A LA INFORMACIÓN FINANCIERA INTERMEDIA RESUMIDA CORRESPONDIENTE A LOS PERIODOS DE TRES Y SEIS MESES TERMINADOS

EL 30 DE JUNIO DE 2014

(Cifras expresadas en miles de reales, salvo cuando se indique lo contrario)

1. ACTIVIDAD DE LA COMPAÑÍA COMPANHIA ENERGÉTICA DE MINAS GERAIS – CEMIG (“Cemig”, la “Sociedad Matriz” o la "Compañía”) es una sociedad cotizada en bolsa, provista de CNPJ/MF1 n.° 17.155.7300001-64. Las acciones de Cemig figuran admitidas a cotización en el nivel 1 de Gobierno Corporativo de BM&FBovespa, S.A. – Bolsa de Valores, Mercadorias e Futuros (“Bovespa”, operador de mercados financieros de Brasil) y en las bolsas de valores de Estados Unidos de América (“NYSE”) y España (“Latibex”). La Compañía actúa única y exclusivamente como una sociedad holding, tenedora de participaciones en el capital social de varias filiales, asociadas y negocios conjuntos, y tiene por objeto social la construcción y operación de sistemas de producción, transformación, transporte, distribución y comercialización de energía eléctrica, así como el desarrollo de toda clase de actividades destinadas a la explotación económica de los distintos negocios relacionados con el sector energético. La Compañía está constituida en Brasil y su domicilio social se encuentra en Avenida Barbacena, 1200, en la ciudad de Belo Horizonte, Estado de Minas Gerais.

2. BASES DE PRESENTACIÓN DE LA INFORMACIÓN FINANCIERA INTERMEDIA 2.1 Normativa contable aplicada La información financiera intermedia individual se ha elaborado de acuerdo con los requisitos establecidos en el Pronunciamiento Técnico CPC 21 (R1) «Estados financieros intermedios» del Comité de Pronunciamientos Contables (“CPC”). La información financiera intermedia consolidada se ha elaborado de acuerdo con los requisitos establecidos en el Pronunciamiento Técnico CPC 21 (R1) y en la Norma Internacional de Contabilidad (NIC) 34 «Información financiera intermedia», emitida por el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (“IASB”). La información financiera intermedia individual y consolidada se presenta de conformidad con las normas específicas de la Comisión del Mercado de Valores de Brasil (“CVM”) para la preparación de la información financiera de periodos intermedios. Los principios contables y normas de valoración utilizados en la preparación de la información financiera intermedia consolidada coinciden con los utilizados en la preparación de las cuentas anuales correspondientes al ejercicio anual terminado el 31 de diciembre de 2013. En consecuencia, para su adecuada interpretación, esta información financiera intermedia deberá ser leída junto con dichas cuentas anuales, las cuales fueron aprobadas por el Consejo de Administración el 13 de marzo de 2014 y luego por la Junta General Ordinaria y Extraordinaria celebrada el 30 de abril de 2014.

1 N.T. Siglas en portugués para número de identificación fiscal de personas jurídicas.



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Con fecha 11 de agosto de 2014, la Junta Directiva de la Compañía autorizó la formulación y publicación de la información financiera intermedia consolidada correspondiente a los periodos de tres y seis meses terminados el 30 de junio de 2014. 2.2 Correlación entre las notas explicativas adjuntas a las cuentas anuales completas

y los presentes estados financieros intermedios En la tabla a continuación se muestra la correlación entre las notas explicativas adjuntas a las cuentas anuales completas correspondientes al ejercicio anual terminado el 31 de diciembre de 2013 y la presente información financiera intermedia consolidada correspondiente a los periodos de tres y seis meses terminados el 30 de junio de 2014. La Compañía considera que este informe financiero trimestral recoge las principales actualizaciones relativas a la situación financiera y al resultado de sus operaciones en los periodos de tres y seis meses terminados el 30 de junio de 2014, y que las mismas se encuentran de conformidad con los requisitos de presentación establecidos en el Oficio Circular SNC/SEP Nº 003/2011 de CVM.

Número de la nota explicativa

Título de la nota Cuentas anuales Ejercicio 2013

Estados financieros intermedios 2

do TRI 2014

1 1 Actividad de la Compañía

2 2 Bases de presentación de la información financiera intermedia

3 3 Principios de consolidación 5 28 Información por segmentos de explotación 6 4 Efectivo y otros activos líquidos equivalentes

7 5 Instrumentos financieros de renta fija

8 6 Cuentas a cobrar: consumidores y revendedores 9 7 Impuestos compensables

10 8 Activo por impuestos: impuesto sobre beneficios y contribución social

11 9 Depósitos judiciales

13 10 Transferencias de recursos provenientes de la Cuenta de Desarrollo Energético (CDE) 14 11 Activos financieros: concesiones 15 12 Inversiones

16 13 Inmovilizado material

17 14 Inmovilizado intangible 18 15 Proveedores 19 16 Impuestos, tasas y contribuciones especiales

20 17 Préstamos, financiaciones y obligaciones (debentures)

21 18 Cargas regulatorias 22 19 Prestaciones post-empleo y otros beneficios sociales 23 20 Provisiones

24 21 Patrimonio neto y retribución a los accionistas

25 22 Ingresos 26 23 Costes y gastos de explotación 27 24 Ingresos y gastos financieros

28 25 Saldos y transacciones con partes vinculadas

29 26 Instrumentos financieros y gestión del riesgo 30 27 Valoración de activos y pasivos financieros a valor razonable 33 29 Hechos posteriores a la fecha del balance

Algunas notas explicativas del Informe Anual 2013 se han eliminado del presente informe financiero trimestral debido a que no presentan cambios significativos o no son aplicables a la información financiera de periodos intermedios. Estas notas son las siguientes:



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Número de la nota explicativa

Título de la nota

4 Concesiones y efectos del Decreto Provisional Nº 579, de 11 de septiembre de 2012 (posteriormente convertido en la Ley Nº 12.783, de 11 de enero de 2013)

12 Cuentas a cobrar al Gobierno del Estado de Minas Gerais y Fondo de Titulización de Derechos de Crédito (“FIDC”)

31 Seguros 32 Compromisos contractuales

2.3 Normas e interpretaciones contables efectivas a partir del 1 de enero de 20142

CINIIF 21 «Gravámenes» La CINIIF 21 proporciona una guía sobre cuándo reconocer un pasivo por un gravamen impuesto por el Gobierno, tanto para los gravámenes que se contabilizan de acuerdo con la NIC 37 «Provisiones, activos contingentes y pasivos contingentes» y aquellos para los cuales el momento y el monto es determinado. Modificación de la NIC 36 «Desgloses sobre el importe recuperable de activos no financieros» Esta modificación propone restringir el desglose actual del importe recuperable de un activo o una unidad generadora de efectivo a aquellos periodos en que se ha reconocido un deterioro o por el contrario un deterioro revierte, eliminando el requisito actual de desglose cuando no ha habido un deterioro o reversión. Modificación de la NIC 39 «Instrumentos financieros – Novación de derivados como continuación de la contabilidad de cobertura»

Esta modificación permite la continuación de la contabilidad de cobertura cuando un derivado, que ha sido designado como un instrumento de cobertura, es novado en condiciones específicas para efectuar la compensación a través de una contrapartida central como consecuencia de la entrada en vigor de un marco legal que fomenta dicha novación. No se espera que la entrada en vigor de esta modificación tenga un impacto significativo. Modificación de la NIIF 10, NIIF 12 y NIC 27 «Entidades de inversión» Esta modificación establece una definición de entidad de inversión y exige que la entidad que reporta y se enmarca en dicha definición no consolide sus filiales. En su lugar, la entidad valorará la inversión a valor razonable con cambios en resultados en sus estados financieros consolidados y separados. Asimismo, se introducen requerimientos de desglose sobre las entidades definidas como “entidad de inversión”.

2 N.T. Las Normas Internacionales de Contabilidad (NIC-IAS) fueron publicadas inicialmente por el Comité de Normas Internacionales de Contabilidad

(“IASC”), antecesor del Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (“IASB”). El IASB publica Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF-IFRS). El Comité Permanente de Interpretación (CPI-SIC) fue el antecesor del Comité de Interpretación de las Normas Internacionales de Información Financiera (CINIIF-IFRIC). En Brasil, el Comité de Pronunciamientos Contables (CPC) es una entidad autónoma que tiene como objetivo estudiar, preparar y emitir pronunciamientos sobre procedimientos de contabilidad y divulgar información de esta naturaleza, a fin de permitir la emisión de normas por parte de la autoridad reguladora brasileña orientadas a centralizar y estandarizar su proceso de producción, teniendo siempre en cuenta la convergencia de las políticas contables brasileñas con los estándares internacionales de contabilidad.



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3. PRINCIPIOS DE CONSOLIDACIÓN La información financiera intermedia de las entidades consolidadas utilizada en el proceso de consolidación y puesta en equivalencia es relativa a una fecha y a un periodo que coincide con los de la Sociedad Matriz. La Compañía utiliza el método de consolidación por integración global. En la tabla siguiente se muestra la participación directa de Cemig en las sociedades incluidas en el perímetro de consolidación.

Sociedades Criterio de valoración

A 30.06.2014 A 31.12.2013

Participación directa (%)

Participación directa (%)

Cemig Geração e Transmissão, S.A. (Cemig GT) Consolidación 100,00 100,00 Cemig Distribuição, S.A. (Cemig D) Consolidación 100,00 100,00 Cemig Telecomunicações, S.A. (CemigTelecom) Consolidación 100,00 100,00 Rosal Energia, S.A. Consolidación 100,00 100,00 Sá Carvalho, S.A. Consolidación 100,00 100,00 Horizontes Energia, S.A. Consolidación 100,00 100,00 Usina Térmica Ipatinga, S.A. Consolidación 100,00 100,00 Cemig PCH, S.A. Consolidación 100,00 100,00 Cemig Capim Branco Energia, S.A. Consolidación 100,00 100,00 Cemig Trading, S.A. Consolidación 100,00 100,00 Efficientia, S.A. Consolidación 100,00 100,00 Cemig Comercializadora de Energia Incentivada, S.A. Consolidación 100,00 100,00 UTE Barreiro, S.A. Consolidación 100,00 100,00 Empresa de Serviços e Comercialização de Energia Elétrica, S.A. Consolidación 100,00 100,00

4. EFECTIVO Y OTROS ACTIVOS LÍQUIDOS EQUIVALENTES


A 30.06.2014 A 31.12.2013 A 30.06.2014 A 31.12.2013 Efectivo en caja y bancos 74.121 74.713 5.387 7.724 Inversiones financieras

Certificados de Depósito Bancario (CDB) 1.765.185 1.892.939 465.437 236.521 Operaciones overnight 138.104 228.131 30.036 41.938

Otras inversiones financieras 11.367 6.044 - -

1.914.656 2.127.114 495.473 278.459

1.988.777 2.201.827 500.860 286.183

Las inversiones financieras se corresponden con operaciones contratadas con entidades financieras nacionales e internacionales con filiales en Brasil a precios y condiciones corrientes en el mercado. Se trata de inversiones a corto plazo de gran liquidez que son rápidamente convertibles en importes determinados de efectivo y están sujetas a un riesgo insignificante de cambios en su valor, sin restricciones de uso. El rendimiento de los títulos de renta fija, tales como los “certificados de depósito bancario” (“CDB”) a interés fijo o variable, viene dado por un porcentaje de los “certificados de depósito interbancario” (“CDI”) establecido por la entidad de compensación y liquidación de valores CETIP, y suele variar entre el 70% y el 110% según la operación. Como una forma de gestión eficiente de los flujos de efectivo de las empresas inversoras de los fondos de la Compañía, una parte del patrimonio de estos fondos se destina a operaciones overnight (a un día), que consisten en operaciones financieras realizadas un día con vencimiento el día hábil siguiente. Normalmente, estas



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operaciones están respaldadas por letras o bonos del Tesoro y referenciadas a un tipo fijo, y tienen el objetivo de liquidar obligaciones de los partícipes del fondo o comprar otros activos de mejor remuneración con el fin de recuperar la cartera. En la nota 26 siguiente se incluyen detalles sobre la exposición de la Compañía al riesgo de tipo de interés y un análisis de sensibilidad de sus activos y pasivos financieros.

5. INSTRUMENTOS FINANCIEROS DE RENTA FIJA Las inversiones en instrumentos financieros de renta fija comprenden inversiones financieras contratadas con entidades financieras nacionales e internacionales con filiales en Brasil a precios y condiciones corrientes en el mercado.


A 30.06.2014 A 31.12.2013 A 30.06.2014 A 31.12.2013

Inversiones financieras

Corriente

Certificados de Depósito Bancario (CDB) 477.026 196.506 188.536 27.854

Letras financieras (banca) 461.346 503.832 100.354 92.839 Letras financieras del Tesoro 117.798 37.758 25.620 6.958 Obligaciones 157.212 170.248 34.192 31.371

Otras inversiones financieras corrientes 24.658 25.227 6.171 4.569

1.238.040 933.571 354.873 163.591

No corriente Certificados de Depósito Bancario (CDB) 220 40 220 8 Letras financieras (banca) 40.804 89.068 8.858 16.412

Otras inversiones financieras no corrientes 343 615 74 114

41.367 89.723 9.152 16.534

1.279.407 1.023.294 364.025 180.125

La clasificación de estas inversiones de acuerdo con las categorías de instrumentos financieros previstas en la normativa contable brasileña se recoge en la nota 26 siguiente.

6. CUENTAS A COBRAR: CONSUMIDORES, REVENDEDORES Y CONCESIONARIOS DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA

Consolidado

Cartera por vencer

Cartera vencida a menos de 90 días

Cartera vencida a más de 90 días

A 30.06.2014 A 31.12.2013

Energía facturada 805.256 416.512 666.623 1.888.391 1.726.317

Energía pendiente de facturación 637.803 - - 637.803 511.537

Ventas mayoristas a otros agentes en los mercados liberalizado y regulado

379.258 267.100 3.216 649.574 438.744

Concesionarios: transporte de energía eléctrica 66.349 15.645 163.859 245.853 248.808

(-) Provisiones para insolvencias y deudas de dudoso cobro

- - (597.065) (597.065) (584.560)

1.888.666 699.257 236.633 2.824.556 2.340.846

Activo corriente 2.646.500 2.152.251

Activo no corriente 178.056 188.595

En la nota 26 siguiente se incluyen detalles sobre la exposición de la Compañía al riesgo de crédito atribuible a deudores comerciales.



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Decreto Nº 8.221/2014 El Decreto Nº 8.221/2014 establece que corresponderá a la Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica (“CCEE”) [entidad encargada de gestionar el mercado eléctrico a corto plazo] tomar deuda para cubrir los sobrecostes extraordinarios de las compañías distribuidoras derivados de la puesta en marcha de las centrales térmicas y de las compras de electricidad en el mercado spot durante el periodo entre febrero y diciembre de 2014, y que corresponderá al regulador Agencia Nacional de Energía Eléctrica (“ANEEL”) aprobar mensualmente los importes que serán abonados a través de la denominada “Cuenta-ACR” a cada una de las compañías distribuidoras. Asimismo, el decreto determina que la “Cuenta-ACR” deberá contar con fondos suficientes como para asegurar el flujo de pagos por las operaciones de crédito que serán contratadas por la CCEE. El saldo de dicha cuenta podrá ser dado en garantía a favor de los acreedores de estas operaciones, incluso mediante cesión fiduciaria. Para más información, véase la nota 10 siguiente. Los ingresos provenientes de las ventas mayoristas de electricidad ascendieron a R$649.574 a 30 de junio de 2014, en comparación con R$438.744 a 31 de diciembre de 2013. Este resultado se debe principalmente a la mayor disponibilidad de energía liquidada al precio spot en la CCEE en el periodo, asociado al alza en el precio spot medio de la electricidad (denominado “PLD”). La provisión para insolvencias y deudas de dudoso cobro se constituye por un importe que se considera razonable para cubrir el riesgo derivado de insolvencias probables de clientes y reflejan la mejor estimación de la Compañía. El desglose de este epígrafe por grupo de consumo es el siguiente:

A 30.06.2014 A 31.12.2013

Residencial 159.295 147.327 Industrial 295.577 298.660 Comercial, servicios y otros 88.031 83.679 Rural 18.187 18.422 Administraciones públicas 10.062 10.298 Alumbrado público 10.778 11.060 Servicio público 10.215 10.357 Otros 4.920 4.757

597.065 584.560

El movimiento producido en este epígrafe durante los seis primeros meses de 2014 ha sido el siguiente:

Saldo a

31.12.2013 Dotación de provisiones

Bajas Saldo a

30.06.2014 Provisión para insolvencias y deudas de dudoso cobro 584.560 48.525 (36.020) 597.065



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7. IMPUESTOS COMPENSABLES Consolidado Sociedad Matriz

A 30.06.2014 A 31.12.2013 A 30.06.2014 A 31.12.2013 Corriente ICMS recuperable 132.135 115.398 3.429 3.429 PIS-PASEP 9.890 47.144 2 - COFINS 45.658 313.509 8 -

Otros 6.691 5.493 1.385 1.388

194.374 481.544 4.824 4.817 No corriente ICMS recuperable 263.497 248.711 4.754 4.754 PIS-PASEP 20.577 23.414 1 1 COFINS 95.134 108.155 3 3

Otros 1.794 1.795 1.795 1.795

381.002 382.075 6.553 6.553

575.376 863.619 11.377 11.370

Los créditos en concepto de los impuestos PIS-PASEP y COFINS3 se refieren principalmente a devoluciones de Hacienda por la adquisición de elementos de inmovilizado material y pueden compensarse en el transcurso de 48 meses. Los créditos en concepto del impuesto ICMS4 que se registran en el Activo no corriente se refieren a devoluciones de Hacienda por la adquisición de elementos de inmovilizado material y pueden compensarse en el transcurso de 48 meses. El traspaso al Activo no corriente se efectuó con base en las estimaciones de la Dirección para los importes que se espera serán realizados hasta diciembre de 2014.

8. ACTIVOS POR IMPUESTOS: IMPUESTOS SOBRE BENEFICIOS Y CONTRIBUCIÓN SOCIAL

a) Impuesto sobre beneficios y Contribución social recuperables

Se recogen en este epígrafe las devoluciones en concepto del Impuesto sobre beneficios y la Contribución social de ejercicios anteriores, así como los anticipos efectuados en los seis primeros meses de 2014 que deberán compensarse con los impuestos por pagar en el ejercicio 2014, registrados en el epígrafe “Impuestos, tasas y contribuciones especiales” del Pasivo corriente.


A 30.06.2014 A 31.12.2013 A 30.06.2014 A 31.12.2013 Corriente Impuesto sobre beneficios 71.931 181.033 - -

Contribución social 24.865 67.582 - -

96.796 248.615 - - No corriente Impuesto sobre beneficios 135.325 167.260 135.325 167.260

Contribución social 10.304 10.239 10.304 10.239

145.629 177.499 145.629 177.499

242.425 426.114 145.629 177.499

3 N.T. PIS-PASEP: siglas en portugués para “Programa de Integración Social” y “Programa de Formación del Patrimonio del Sector Público”,

respectivamente. COFINS: siglas en portugués para “Contribución a la Financiación de la Seguridad Social”. Se trata de impuestos federa les indirectos que gravan la facturación bruta de las empresas en Brasil. 4 N.T. ICMS: Impuesto a la Circulación de Mercaderías y Servicios, por sus siglas en portugués. El ICMS tiene carácter estatal y grava las ventas de

mercaderías, así como los servicios de transporte de las mismas de un estado a otro, aunque no exista venta. El tipo aplicable lo fija cada estado de l a Federación brasileña.



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b) Impuesto sobre beneficios y Contribución social diferidos Cemig y las sociedades del Grupo tributan aplicando un tipo impositivo del 34% (25% en concepto de Impuesto sobre beneficios y 9% en concepto de Contribución social). Los créditos fiscales reconocidos por impuestos diferidos son los que se detallan a continuación:


A 30.06.2014 A 31.12.2013 A 30.06.2014 A 31.12.2013

Créditos fiscales

Pérdidas fiscales/Base imponible negativa 289.653 259.396 271.683 259.396

Provisiones 97.588 104.055 19.336 23.023

Prestaciones post-empleo y otros beneficios sociales 580.584 558.475 30.188 29.097

Provisiones para insolvencias y deudas de dudoso cobro 204.890 200.617 7.269 7.988

Suspensión de la exigibilidad de tributos (1) 179.217 179.217 - -

Concesiones a título oneroso 67.959 67.053 - -

Activo regulatorio: cuenta CVA (2) 213.263 105.561 - -

Otros créditos fiscales 48.434 42.966 2.856 2.868

Total 1.681.588 1.517.340 331.332 322.372

Obligaciones fiscales diferidas

Costes de transacción (2.680) (3.551) - -

Coste atribuido (323.705) (335.232) - -

Descuento a valor actual (84.442) (84.319) - -

Cargas financieras capitalizadas (51.901) (40.907) - -

Impuestos sobre rentas no rescatadas: beneficio estimado (1.435) (2.053) - -

Ganancias provenientes de compensaciones por los activos de transmisión (84.537) (84.537) - -

Actualización del activo financiero (1.205) (1.658) - -

Total (549.905) (552.257) - -

Total neto 1.131.683 965.083 331.332 322.372

Total Activo 1.367.994 1.220.896 331.332 322.372

Total Pasivo (236.311) (255.813) - -

(1) Se refiere al depósito judicial relativo a los impuestos PIS-PASEP y COFINS, debido a la exclusión del ICMS de la base imponible de dichos impuestos. (2) Ajuste derivado de la Ley Nº 11.638/2007 (que instituyó el denominado “Régimen Tributario Transitorio”, “RTT”), como consecuencia de la adopción de las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF).

c) Conciliación del resultado contable con el gasto devengado

La conciliación del resultado contable con el gasto devengado por el Impuesto sobre beneficios (tipo impositivo del 25%) y la Contribución social (tipo impositivo del 9%), que se presenta en la cuenta de resultados, es como sigue:


A 30.06.2014 A 30.06.2013 A 30.06.2014 A 30.06.2013

Beneficio antes de impuestos 2.925.792 2.140.888 1.982.003 1.594.919

Impuesto sobre beneficios y Contribución social: resultado contable (994.769) (727.902) (673.881) (542.272)

Efectos impositivos:

Resultado de entidades valoradas por el método de la participación 46.222 45.368 680.479 426.684

Aportaciones y donaciones no deducibles (2.584) (2.054) - (7)

Incentivos fiscales 10.153 9.131 - 287

Créditos fiscales no reconocidos 175 4.151 8 200

Diferencia entre el beneficio estimado y el beneficio real 11.805 17.188 - -

Ajuste al Impuesto sobre beneficios y Contribución social de ejercicios anteriores 200 (1.366) - (487)

Multas no deducibles (2.918) (6.999) - (1)

Cargos por el uso del sistema de distribución (6.061) - - -

Otros 2.948 4.180 2.354 3.262

Impuesto sobre beneficios y Contribución social: ingreso (gasto) devengado (934.829) (658.303) 8.960 (112.334)

Tipo impositivo efectivo 31,95% 30,75% (0,45)% 7,04%

Impuesto corriente (1.080.084) (584.980) - (86.319)

Impuesto diferido 145.255 (73.323) 8.960 (26.015)



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Beneficio antes de impuestos 1.096.835 916.680 735.697 737.685

Impuesto sobre beneficios y Contribución social: resultado contable (372.924) (311.671) (250.137) (250.812)

Efectos impositivos:

Resultado de entidades valoradas por el método de la participación (neto de intereses sobre capital propio)

7.217 (11.126) 254.098 128.526

Aportaciones y donaciones no deducibles (1.886) (1.629) - (4)

Incentivos fiscales 7.752 6.806 - 272

Créditos fiscales no reconocidos 206 3.653 7 130

Diferencia entre el beneficio estimado y el beneficio real 5.782 17.188 - -

Ajuste al Impuesto sobre beneficios y Contribución social de ejercicios anteriores 200 (1.366) - (487)

Multas no deducibles (876) (3.494) - -

Cargos por el uso del sistema de distribución (2.887) - - -

Otros 1.455 2.197 1.209 1.928

Impuesto sobre beneficios y Contribución social: ingreso (gasto) devengado (355.961) (299.442) 5.177 (120.447)

Tipo impositivo efectivo 32,45% 32,67% (0,70)% 16,33%

Impuesto corriente (452.821) (246.590) - (84.423)

Impuesto diferido 96.860 (52.852) 5.177 (36.024)

Decreto Provisional Nº 627/2013 Conforme a lo mencionado en la nota 10 de la memoria adjunta a las cuentas anuales correspondientes al ejercicio anual terminado el 31 de diciembre de 2013, el Decreto Provisional Nº 627/2013 tiene por objeto adaptar la legislación fiscal a la ley de sociedades y a la nueva normativa contable, con el fin de extinguir el denominado “Régimen Tributario Transitorio” (“RTT”) en el año 2015. La Compañía se encuentra analizando los efectos, si los hubiese, de las modificaciones introducidas por la nueva normativa, así como la decisión sobre su adopción anticipada en 2014. No obstante lo anterior, la Dirección considera que, de momento, las modificaciones introducidas por el aludido decreto no tienen efectos retroactivos importantes sobre la información financiera intermedia consolidada de la Compañía.

9. DEPÓSITOS JUDICIALES Los depósitos judiciales se refieren principalmente a contingencias laborales y obligaciones fiscales. Los principales depósitos judiciales relativos a obligaciones fiscales se refieren al impuesto sobre la renta retenido en la fuente sobre los intereses sobre capital propio y los impuestos PIS-PASEP y COFINS, debido a la exclusión del ICMS de la base imponible de dichos impuestos.



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A 30.06.2014 A 31.12.2013 A 30.06.2014 A 31.12.2013

Contingencias laborales 322.690 282.387 35.694 28.653

Obligaciones fiscales

Impuesto sobre la renta: intereses sobre capital propio 14.478 14.478 - -

Impuestos PIS-PASEP y COFINS (1) 720.225 719.973 - -

Otros 100.402 97.429 89.842 87.601

835.105 831.880 89.842 87.601

Otros

Demandas regulatorias 41.425 34.610 12.879 13.148

Responsabilidad civil 8.479 9.639 6.503 6.946

Relaciones de consumo 4.531 5.032 2.022 2.397

Bloqueos judiciales 10.022 12.896 4.296 6.837

Otros 4.875 3.830 2.271 2.257

69.332 66.007 27.971 31.585

1.227.127 1.180.274 153.507 147.839

(1) Se ha dotado una provisión con cargo al epígrafe “Impuestos, tasas y contribuciones especiales”, correspondiente a los saldos de los depósitos

judiciales por los impuestos PIS-PASEP y COFINS. Para más información, véase la nota 16 siguiente.

10. TRANSFERENCIAS DE RECURSOS PROVENIENTES DE LA CUENTA DE DESARROLLO ENERGÉTICO (CDE)

Reembolso de los subsidios a la tarifa eléctrica Los subsidios a las tarifas cobradas a los usuarios del servicio público de distribución de energía eléctrica son reembolsados a través de transferencias de recursos del fondo gubernamental “Cuenta de Desarrollo Energético” (CDE) para compensar la pérdida de ingresos. El importe reconocido por este concepto en esta información financiera intermedia consolidada asciende a R$283.838 a 30 de junio de 2014. Compensación de los costes de compras de energía En 2013 el Gobierno de Brasil publicó el Decreto Nº 7.945/2013, por el que se autorizó la transferencia de los recursos provenientes de la “Cuenta de Desarrollo Energético” (CDE) a efectos de cubrir los sobrecostes soportados por las compañías distribuidoras derivados principalmente del despacho de generación térmica y de la exposición involuntaria de dichas compañías en el mercado eléctrico mayorista debido al bajo nivel de los embalses hidroeléctricos, con el consecuente incremento de los precios de la energía5. Con fecha 7 de marzo de 2014, se publicó el Decreto Nº 8.203/2014, por el que se determinó la neutralización de la exposición involuntaria de las compañías distribuidoras en el mercado spot en enero de 2014, debido al fracaso de la subasta realizada en diciembre de 2013 para la compra de energía proveniente de plantas generadoras existentes. Asimismo, con fecha 2 de abril de 2014 se publicó el Decreto Nº 8.221/2014, por el que se establece el derecho de las compañías distribuidoras a la compensación de los sobrecostes extraordinarios derivados de la puesta en marcha de las centrales

5 N.T. El decreto autoriza el traspaso de los recursos de la CDE a los distribuidores para cubrir el aumento de los costes de compras de energía debido

al mayor despacho térmico, evitando que el coste adicional sea trasladado a los consumidores.



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térmicas y de las compras de electricidad en el mercado spot durante el periodo entre febrero y diciembre de 2014. El decreto determina que corresponderá a la Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica (“CCEE”) [entidad encargada de gestionar el mercado spot] tomar deuda para cubrir dichos sobrecostes y gestionar la denominada “Cuenta-ACR”, garantizando el traspaso de los costes incurridos en estas operaciones al fondo CDE. Dicho decreto también determina que corresponderá al regulador ANEEL aprobar mensualmente los importes que serán abonados a través de la “Cuenta-ACR” a cada una de las compañías distribuidoras, mediante el uso de los fondos mencionados en el mismo, teniendo en cuenta la cobertura tarifaria vigente. La “Cuenta-ACR” deberá contar con fondos suficientes como para asegurar el flujo de pagos por las operaciones de crédito que serán contratadas por la CCEE. El saldo de dicha cuenta podrá ser dado en garantía a favor de los acreedores de estas operaciones, incluso mediante cesión fiduciaria. Las transferencias de recursos del fondo CDE referentes al periodo entre enero y junio de 2014 fueron reconocidas en esta información financiera intermedia consolidada a 30 de junio de 2014 como una compensación de los sobrecostes derivados de las compras de energía eléctrica, de conformidad con lo establecido en el Pronunciamiento Técnico CPC 07 (NIC 20) «Contabilización de las Subvenciones Oficiales e Información a Revelar sobre Ayudas Públicas», por importe de R$1.469.685, de los cuales la Compañía recibió el importe de R$1.195.336 en el primer semestre de 2014. Se prevé que la diferencia de R$275.349 correspondiente a los meses de mayo y junio de 2014 se recibirá en agosto de 2014.

11. ACTIVO FINANCIERO: CONCESIONES La Interpretación Técnica ICPC 01 (NIIF 12) «Acuerdos de concesión de servicios», que se refiere al tratamiento contable de las concesiones, es aplicable a los contratos de concesión de distribución y transmisión de electricidad de la Compañía y sus filiales, y se refiere a las infraestructuras que serán objeto de compensaciones por parte de la autoridad concedente durante y al final del periodo concesional, conforme a lo previsto en el marco regulatorio del sector eléctrico brasileño y en los contratos de concesión firmados entre Cemig y sus filiales y el regulador ANEEL. La porción de los activos que será íntegramente utilizada en la concesión se reconoce como un activo intangible y se amortiza totalmente a lo largo del periodo concesional. La porción de los activos que no estará totalmente amortizada al término de la concesión se reconoce como un activo financiero, puesto que se trata de un derecho contractual incondicional a recibir una cantidad de efectivo u otro activo financiero de la autoridad concedente a cambio de los servicios de construcción y mejora de las infraestructuras.



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Activos de transmisión La Resolución Normativa Nº 589 de ANEEL, de 10 de diciembre de 2013, estableció la metodología de cálculo del valor nuevo de reemplazo (VNR)6 de las infraestructuras de transmisión a efectos de fijar la compensación que se abonará por dichos activos. El 31 de junio de 2014 la Compañía remitió a ANEEL el correspondiente informe de valoración de los activos. El regulador dispondrá de treinta (30) días contados desde la fecha de presentación del informe para aceptar el documento y otros ciento veinte (120) días más para validar la información contenida en dicho informe, con la consecuente fijación del importe de la compensación. El informe de valoración remitido a ANEEL, aún pendiente de aprobación, estabelece uma compensación por importe de R$1.169.145, de los cuales R$285.438 ya fueron abonados en el primer trimestre de 2013. El saldo restante se actualizará hasta la fecha de su aprobación por parte del regulador. A 30 de junio de 2013, la Compañía registró el importe de R$596.903 correspondiente a la compensación prevista para los activos de transmisión que son objeto del contrato de concesión Nº 006/1997 y que entraron en operación hasta el 31 de diciembre de 2012. El informe de valoración anteriormente mencionado se refiere a estos activos. Adicionalmente, la Compañía efectuó la reversión de la provisión registrada en el ejercicio 2012 por importe de R$63.315, relacionada con las inversiones en infraestructuras de transmisión llevadas a cabo en el periodo de mayo a diciembre de 2012 y que se incluyeron en el informe de valoración anteriormente mencionado. Esta provisión fue constituida debido a las incertidumbres relacionadas con el pago de compensaciones por los activos relacionados con el periodo mencionado, teniendo en cuenta la adhesión de la Compañía a la Ley Nº 12.783/2013. Corresponderá al Ministerio de Minas y Energía establecer las directrices adicionales relativas a la forma y el plazo para el pago de los importes mencionados anteriormente. El saldo restante de las concesiones de transmisión se refiere a las inversiones realizadas que se pagarán a través de los ingresos regulados de la actividad, según lo establecido por ANEEL por medio de autorizaciones específicas. Activos de distribución El proceso denominado “Revisión Tarifaria Periódica” de las tarifas de suministro eléctrico de la filial Cemig D se realiza cada cinco años, momento en que se fijan las tarifas de las concesiones de distribución de energía eléctrica de la Compañía en el Estado de Minas Gerais. Dentro del proceso de revisión tarifaria también se fija la base de activos regulados (conocida como “base de remuneración regulatoria”, o “BRR”).

6 N.T. Corresponde al coste de renovación de una instalación por una nueva que preste el mismo servicio y con la misma capacidad. En el sector

eléctrico es comúnmente utilizado para valorar activos y definir una base regulada para la remuneración de activos de transmi sión y distribución.



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El 11 de marzo de 2013, la Superintendencia de Fiscalización Económica y Financiera de ANEEL emitió la Orden Nº 689, por la que fijó en R$5.111.837 el valor preliminar de la BRR de Cemig D. La Compañía dio inicio a gestiones ante ANEEL con el fin de demostrar técnicamente la necesidad de revisar el valor preliminar de la BRR. Con fecha 5 de abril de 2013, el Directorio de ANEEL aprobó en definitiva la revisión de la BRR de Cemig D, la cual fue fijada en R$5.511.768. La Compañía presentó un recurso ante ANEEL para objetar ciertos criterios y valores utilizados para valorar principalmente los gastos realizados por la Compañía con el programa de electrificación rural “Luz para Todos”, que siguen siendo sustancialmente inferiores a los efectivamente incurridos en la ejecución de este programa. En reunión del Directorio de ANEEL celebrada el 17 de diciembre de 2013, el Director encargado de analizar el recurso interpuesto por Cemig D estimó sólo parcialmente la solicitud de reconsideración presentada por la Compañía. Con fecha 25 de marzo de 2014, el Director General de ANEEL, a través de la Orden Nº 729, reconoció parcialmente la solicitud de reconsideración presentada en relación con el recurso administrativo interpuesto por Cemig D en contra de la anterior Orden Nº 689/2013 y aprobó el nuevo valor de la BRR, cuyo importe neto se fijó en R$5.849.143, lo que supone un aumento de R$337.375 respecto del importe aprobado inicialmente. La Compañía procedió al análisis del resultado del proceso con el fin de determinar si correspondería presentar alguna objeción adicional respecto del importe aprobado. Como consecuencia de este análisis, la Compañía efectuó una reducción del activo financiero registrado por importe de R$110.398 reconocido con contrapartida en el resultado financiero del periodo.

Los saldos contables del activo financiero asociado a las concesiones son los siguientes:

A 30.06.2014 A 31.12.2013

Concesiones de distribución de electricidad 5.435.680 5.063.802 Concesiones de transmisión de electricidad

Compensaciones a recibir 596.903 533.588

Retribución a tarifa de activos 279.642 245.547

876.545 779.135

Total 6.312.225 5.842.937

Activo corriente 4.582 2.254 Activo no corriente 6.307.643 5.840.683

El movimiento producido en dicho epígrafe durante los seis primeros meses de 2014 ha sido el siguiente:



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Transmisión Distribución Consolidado

Saldo a 31 de diciembre de 2013 779.135 5.063.802 5.842.937

Adiciones 37.092 - 37.092 Bajas (296) (3.032) (3.328) Traspasos (595) 376.237 375.642 Reversión de provisión 63.315 - 63.315 Cobros (2.106) - (2.106) Actualización monetaria - (1.327) (1.327)

Saldo a 30 de junio de 2014 876.545 5.435.680 6.312.225

12. INVERSIONES La tabla que se muestra a continuación presenta un resumen de la información financiera de las filiales, asociadas y negocios conjuntos de Cemig. La información presentada ha sido ajustada de acuerdo con el porcentaje de participación ostentado por la Compañía en el capital social de las sociedades.


A 30.06.2014 A 31.12.2013 A 30.06.2014 A 31.12.2013

Cemig Geração e Transmissão, S.A. (Cemig GT) - - 4.778.869 3.815.017

Hidrelétrica Cachoeirão, S.A. 35.012 33.922 - -

Guanhães Energia, S.A. 67.428 67.428 - -

Hidrelétrica Pipoca, S.A. 27.766 25.069 - -

Chipley SP Participações, S.A. 735.557 - - -

Madeira Energia, S.A. 663.199 642.585 - -

Lightger, S.A. 41.222 40.076 - -

Baguari Energia, S.A. 206.418 199.411 - -

Renova Energia, S.A. 810.129 - - -

Aliança Geração de Energia, S.A. 3.320 - - -

SAAG Investimentos, S.A. 610.269 - - -

Central Eólica Praias de Parajuru, S.A. 61.471 61.201 - -

Central Eólica Volta do Rio, S.A. 79.272 77.884 - -

Central Eólica Praias do Morgado, S.A. 60.482 60.948 - -

Amazônia Energia Participações, S.A. 357.909 310.797 - -

Cemig Distribuição, S.A. (Cemig D) - - 2.425.963 2.492.858

Light, S.A. (Light) 1.113.795 1.190.464 1.113.795 1.190.464

Transmissora Aliança de Energia Elétrica, S.A. (Taesa) 2.147.971 2.249.382 2.147.971 2.249.382

Cemig Telecomunicações, S.A. (CemigTelecom) - - 233.507 237.172

Ativas Data Center, S.A. 4.397 4.397 - -

Companhia de Gás de Minas Gerais (Gasmig) 553.656 577.239 553.656 577.239

Rosal Energia, S.A. - - 125.980 140.005

Sá Carvalho, S.A. - - 107.951 121.816

Horizontes Energia, S.A. - - 75.132 76.103

Usina Térmica Ipatinga, S.A. - - 24.467 26.362

Cemig PCH, S.A. - - 84.243 87.569

Cemig Capim Branco Energia, S.A. - - 136.928 128.426

Epícares Empreendimentos e Participações, Ltda. 95.189 103.271 - -

Companhia Transleste de Transmissão 28.521 28.933 28.521 28.933

UTE Barreiro, S.A. - - 30.560 34.775

Companhia Transudeste de Transmissão 14.578 13.809 14.578 13.809

Empresa de Serviços e Comercialização de Energia Elétrica, S.A. - - 6.123 10.448

Companhia Transirapé de Transmissão 14.747 14.262 14.747 14.262

Transchile Charrúa Transmisión, S.A. 52.714 54.825 52.714 54.825

Efficientia, S.A. - - 7.415 7.253

Cemig Comercializadora de Energia Incentivada, S.A. - - 5.945 5.942

Companhia de Transmissão Centroeste de Minas 19.395 17.666 19.395 17.666

Cemig Trading, S.A. - - 32.340 46.886

Axxiom Soluções Tecnológicas, S.A. 13.329 7.886 13.329 7.886

Parati, S.A. Participações em Ativos de Energia Elétrica 360.506 379.345 360.506 379.345

Cemig Overseas, S.L. (*) 975 - 975 -

8.179.227 6.160.800 12.395.610 11.764.443

(*) Cemig Overseas, S.L. es una sociedad constituida en España que tiene por finalidad evaluar oportunidades de inversión en el extranjero.



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El movimiento de las inversiones en las sociedades filiales y de control conjunto durante los seis primeros meses de 2014 ha sido el siguiente:

Sociedad Matriz A 31.12.2013 Puesta en

equivalencia (Resultados)

Puesta en equivalencia (Otro resultado global)

Dividendos Otros A 30.06.2014

Cemig Geração e Transmissão, S.A. (Cemig GT) 3.815.017 1.810.857 - (847.005) - 4.778.869

Cemig Distribuição, S.A. (Cemig D) 2.492.858 (66.895) - - - 2.425.963

Cemig Telecomunicações, S.A. (CemigTelecom) 237.172 (3.990) 325 - - 233.507

Rosal Energia, S.A. 140.005 (320) - (14.096) 391 125.980

Sá Carvalho, S.A. 121.816 10.605 - (25.118) 648 107.951

Companhia de Gás de Minas Gerais (Gasmig) 577.239 31.495 - (55.078) - 553.656

Horizontes Energia, S.A. 76.103 6.421 - (7.392) - 75.132

Usina Térmica Ipatinga, S.A. 26.362 6.793 - (8.854) 166 24.467

Cemig PCH, S.A. 87.569 5.502 - (9.047) 219 84.243

Cemig Capim Branco Energia, S.A. 128.426 39.771 - (31.269) - 136.928

Companhia Transleste de Transmissão 28.933 2.681 - (3.093) - 28.521

UTE Barreiro, S.A. 34.775 (930) - (3.336) 51 30.560

Companhia Transudeste de Transmissão 13.809 1.443 - (674) - 14.578

Empresa de Serviços e Comercialização de Energia Elétrica, S.A. 10.448 5.540 - (9.865) - 6.123

Companhia Transirapé de Transmissão 14.262 1.265 - (780) - 14.747

Transchile Charrúa Transmisión, S.A. 54.825 535 (2.645) - (1) 52.714

Efficientia, S.A. 7.253 162 - - - 7.415

Cemig Comercializadora de Energia Incentivada, S.A. 5.942 192 - (188) (1) 5.945

Companhia de Transmissão Centroeste de Minas 17.666 1.729 - - - 19.395

Light, S.A. (Light) 1.190.464 26.763 - (103.432) - 1.113.795

Cemig Trading, S.A. 46.886 32.146 - (46.692) - 32.340

Axxiom Soluções Tecnológicas, S.A. 7.886 (1.299) - - 6.742 13.329

Parati, S.A. Participações em Ativos de Energia Elétrica 379.345 12.987 - (31.826) - 360.506

Transmissora Aliança de Energia Elétrica, S.A. (Taesa) 2.249.382 77.956 - (179.367) - 2.147.971

Cemig Overseas, S.L. - - - - 975 975

11.764.443 2.001.409 (2.320) (1.377.112) 9.190 12.395.610

Consolidado A 31.12.2013 Puesta en

equivalencia (Resultados)

Puesta en equivalencia

(Otro resultado global)

Dividendos Aportaciones/ adquisicioness

Otros A 30.06.2014

Companhia de Gás de Minas Gerais (Gasmig) 577.239 31.495 - (55.078) - - 553.656

Companhia Transleste de Transmissão 28.933 2.681 - (3.093) - - 28.521

Companhia Transudeste de Transmissão 13.809 1.443 - (674) - - 14.578

Companhia Transirapé de Transmissão 14.262 1.265 - (780) - - 14.747

Transchile Charrúa Transmisión, S.A. 54.825 535 (2.645) - - (1) 52.714

Companhia de Transmissão Centroeste de Minas 17.666 1.729 - - - - 19.395

Light, S.A. (Light) 1.190.464 26.763 - (103.432) - - 1.113.795

Axxiom Soluções Tecnológicas, S.A. 7.886 (1.299) - - 6.517 225 13.329

Hidrelétrica Cachoeirão, S.A. 33.922 4.230 - (3.140) - - 35.012

Guanhães Energia, S.A. 67.428 - - - - - 67.428

Hidrelétrica Pipoca, S.A. 25.069 3.803 - (1.106) - - 27.766

Madeira Energia, S.A. 642.585 (19.386) - - 40.000 663.199

Lightger, S.A. 40.076 1.362 - (216) - - 41.222

Baguari Energia, S.A. 199.411 6.911 - - - 96 206.418

Central Eólica Praias de Parajuru, S.A. 61.201 763 - (493) - - 61.471

Central Eólica Volta do Rio, S.A. 77.884 1.388 - - - - 79.272

Central Eólica Praias do Morgado, S.A. 60.948 (466) - - - - 60.482

Amazônia Energia Participações, S.A. 310.797 (2.035) - - 49.147 - 357.909

Ativas Data Center, S.A. 4.397 (12.691) - - - 12.691 4.397

Epícares Empreendimentos e Participações, Ltda. 103.271 899 - (8.981) - - 95.189

Parati, S.A. Participações em Ativos de Energia Elétrica 379.345 12.987 - (31.826) - - 360.506

Transmissora Aliança de Energia Elétrica, S.A. (Taesa) 2.249.382 77.956 - (179.367) - - 2.147.971

Renova Energia, S.A. - - - - 810.129 - 810.129

Aliança Geração de Energia, S.A. - - - - 3.320 3.320

Chipley SP Participações, S.A. - (4.386) 739.943 - 735.557

SAAG Investimentos, S.A. - - - - 610.269 - 610.269

Cemig Overseas, S.L. - - - - 975 - 975

6.160.800 135.947 (2.645) (388.186) 2.260.300 13.011 8.179.227



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Fondo de comercio generado en adquisiciones de participación en otras sociedades El fondo de comercio generado en adquisiciones de participación en otras sociedades representa el exceso del coste de adquisición con respecto al valor en libros de las participaciones adquiridas y se debe fundamentalmente a las plusvalías derivadas de las concesiones. Los fondos de comercio se amortizarán a lo largo del periodo restante de las concesiones.

Principales datos de las sociedades filiales y de control conjunto. La información presentada no ha sido ajustada de acuerdo con el porcentaje de participación ostentado por la Compañía en el capital social de las sociedades.

Sociedades Cantidad de

acciones

A 30.06.2014 A 31.12.2013

Participación Cemig (%)

Capital social

Patrimonio neto

Participación Cemig (%)

Capital social

Patrimonio neto

Cemig Geração e Transmissão, S.A. (Cemig GT) 2.896.785.358 100,00 1.700.000 4.778.869 100,00 893.192 3.815.017

Cemig Distribuição, S.A. (Cemig D) 2.261.997.787 100,00 2.261.998 2.425.963 100,00 2.261.998 2.492.858

Light, S.A. (Light) 203.934.060 26,06 2.225.822 4.273.964 26,06 2.225.822 4.567.728

Cemig Telecomunicações, S.A. (CemigTelecom) 381.023.385 100,00 225.082 233.507 100,00 225.082 237.172

Rosal Energia, S.A. 46.944.467 100,00 46.944 125.980 100,00 46.944 140.005

Sá Carvalho, S.A. 36.833.380 100,00 36.833 107.951 100,00 36.833 121.816

Companhia de Gás de Minas Gerais (Gasmig) 409.255.483 59,57 643.780 929.421 59,57 643.780 969.009

Horizontes Energia, S.A. 64.257.563 100,00 64.258 75.132 100,00 64.258 76.103

Usina Térmica Ipatinga, S.A. 14.174.281 100,00 14.174 24.467 100,00 14.174 26.362

Cemig PCH, S.A. 30.952.000 100,00 30.952 84.243 100,00 30.952 87.569

Cemig Capim Branco Energia, S.A. 87.579.000 100,00 87.579 136.928 100,00 87.579 128.426

Companhia Transleste de Transmissão 49.569.000 25,00 49.569 114.084 25,00 49.569 115.732

UTE Barreiro, S.A. 30.902.000 100,00 30.902 30.560 100,00 30.902 34.775

Companhia Transudeste de Transmissão 30.000.000 24,00 30.000 60.742 24,00 30.000 57.537

Empresa de Serviços e Comercialização de Energia Elétrica, S.A. 486.000 100,00 486 6.123 100,00 486 10.448

Companhia Transirapé de Transmissão 22.340.490 24,50 22.340 60.192 24,50 22.340 58.812

Transchile Charrúa Transmisión, S.A. 56.407.271 49,00 133.601 107.580 49,00 142.100 111.888

Efficientia, S.A. 6.051.944 100,00 6.052 7.415 100,00 6.052 7.253

Cemig Comercializadora de Energia Incentivada, S.A. 5.000.000 100,00 5.001 5.945 100,00 5.001 5.941

Companhia de Transmissão Centroeste de Minas 28.000.000 51,00 28.000 38.029 51,00 28.000 34.639

Cemig Trading, S.A. 160.297 100,00 160 32.339 100,00 160 46.886

Axxiom Soluções Tecnológicas, S.A. 17.200.000 49,00 17.200 27.202 49,00 13.700 16.093

Parati, S.A. Participações em Ativos de Energia Elétrica 1.432.910.000 25,00 1.432.910 1.442.024 25,00 1.432.910 1.517.376

Transmissora Aliança de Energia Elétrica, S.A. (Taesa) 1.033.496.721 43,36 3.042.035 4.953.808 43,36 3.042.034 5.187.689

La Junta General Ordinaria de la filial Cemig GT celebrada el 30 de abril de 2014 acordó ampliar el capital social de dicha filial, anteriormente fijado en R$893.192 hasta la cifra de R$1.700.000 sin la emisión de nuevas acciones, mediante la capitalización de R$806.808 con cargo a reservas, de los cuales el importe de R$419.871 con cargo a la reserva legal y el importe de R$386.937 con cargo a reservas voluntarias. Opciones de venta Transmissora Aliança de Energia Elétrica, S.A. (“Taesa”) Cemig otorgó al fondo de inversión Coliseu, accionista de la asociada Transmissora Aliança de Energia Elétrica, S.A. (“Taesa”), una opción sobre la venta de la totalidad de las acciones de las que es titular en dicha sociedad, ejercitable en octubre de 2014. El precio de ejercicio de la opción put se calcula sumando el valor de las inversiones del fondo en Taesa, más los gastos de funcionamiento del fondo y deducidos los intereses sobre capital propio y dividendos pagados por Taesa. Dicho precio se actualiza de acuerdo con la variación del índice IPCA-IBGE más intereses. Como el fondo no se



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manifestó durante el plazo establecido en el contrato, el cual finalizó el 2 de julio de 2014, la opción put no podrá ser ejercida. El valor de las acciones (“units”) de Taesa, calculado de acuerdo con la metodología establecida para la opción put, es inferior al precio de mercado. Parati, S.A. Participações em Ativos de Energia Elétrica (“Parati”) Cemig otorgó al fondo de inversión Redentor, accionista de la asociada Parati, S.A. Participações em Ativos de Energia Elétrica (“Parati”), una opción sobre la venta de la totalidad de las acciones de las que es titular en dicha sociedad, ejercitable en mayo de 2016. El precio de ejercicio de la opción put se calcula sumando el valor de las inversiones del fondo en Parati, más los gastos de funcionamiento del fondo y deducidos los intereses sobre capital propio y dividendos pagados por Parati. Dicho precio se actualiza de acuerdo con la variación del CDI [certificados de depósito interbancario] más un interés del 0,90% anual. El fondo tiene acciones ordinarias y preferentes de Light, S.A. y en la actualidad ejerce el control conjunto con la Compañía sobre las operaciones de esta sociedad. Por lo tanto, esta opción put se ha considerado un instrumento financiero derivado que debe valorarse a valor razonable con cambios en resultados. A los efectos de determinar la metodología que se utilizará en la medición del valor razonable de esta opción put, la Compañía ha tenido en cuenta el volumen de acciones de Light, S.A. que se negocian todos los días en los mercados bursátiles y el hecho de que este tipo de opción, si se ejerce por el fondo, requerirá la venta a la Compañía de un solo golpe de las acciones de la referida sociedad en una cantidad por encima de la media diaria de negociación en bolsa. En consecuencia, la Compañía adoptó el método de flujo de caja descontado para medir el valor razonable de la opción put, el cual se calculó de acuerdo con el importe estimado del precio de ejercicio en la fecha de ejercicio menos el valor razonable de las acciones objeto de la opción put, el cual también se estimó a la fecha del ejercicio de la misma, descontados a valor actual a la fecha de cierre del balance. De conformidad con los estudios realizados, Cemig no ha registrado en sus estados financieros obligaciones derivadas de esta opción de venta, teniendo en cuenta que el valor razonable estimado de la misma se acerca a cero. Inversión en Madeira Energia, S.A. La asociada Madeira Energia, S.A. y su controlada Santo Antônio Energia, S.A. han incurrido en gastos relacionados con el desarrollo del proyecto de construcción de la central hidroeléctrica de Santo Antônio. A 30 de junio de 2014, el activo inmovilizado constituido por los referidos gastos totaliza R$20.145.791 (a nivel consolidado), los cuales serán compensados por los ingresos futuros que se generarán con el inicio de las operaciones de la hidroeléctrica, según las proyecciones financieras elaboradas por los administradores de la entidad. El importe correspondiente a la participación indirecta de la Compañía asciende a R$2.014.579 a 30 de junio de 2014. Durante esta



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fase de desarrollo del proyecto, Madeira Energia, S.A. ha registrado pérdidas recurrentes en sus operaciones y presenta exceso de pasivos corrientes sobre activos corrientes que ascienden a R$470.090 a 30 de junio de 2014 (El importe correspondiente a la participación indirecta de la Compañía asciende a R$47.009). Los administradores de Madeira Energia, S.A. han diseñado planes para poder afrontar la situación de capital corriente negativo. En tal sentido, Madeira Energia, S.A. y su controlada cuentan con aportaciones en efectivo realizadas por sus accionistas, de las cuales el importe de R$400.000 ha sido desembolsado en el primer semestre de 2014 (R$40.000 por la Compañía), así como con una línea de crédito adicional a largo plazo. Aumento de participación Con fecha 6 de junio de 2014, la sociedad Andrade Gutierrez Participações, S.A. (“AGP”) culminó la transferencia de acciones preferentes nominativas y acciones ordinarias nominativas (la "Operación”) –equivalentes al 83% del capital social total y al 49% del capital social con derecho a voto de la sociedad SAAG Investimentos, S.A. (“SAAG”)– al fondo de inversión Fundo de Investimento em Participações Melbourne (“FIP Melbourne”), gestionado por Banco Modal, S.A. y en el que la filial Cemig GT y entidades de previsión social voluntaria participan como inversores por medio de fondos de inversión (los “Fondos”) y una entidad con cometido especial (ECE”, y junto con los Fondos, la “Estructura de Inversión”). Cemig GT tiene una participación inferior al 50% del patrimonio de los Fondos e inferior al 50% del capital social con derecho a voto de la ECE, manteniendo la naturaleza privada de la Estructura de Inversión. El control de los Fondos es compartido por los tenedores de las participaciones. Por su parte, SAAG posee una participación del 12,4% en el capital social total de la asociada Madeira Energia, S.A.. El importe de la Operación fue dividido en dos cuotas. El primer desembolso de R$734.000, equivalente al 81% del importe de la Operación, se hizo efectivo el 6 de junio de 2014. De este importe, R$610.629 fueron desembolsados por la Compañía y R$123.371 por las entidades de previsión social voluntaria. El segundo desembolso, que se espera que ocurra hasta el 31 de agosto de 2014, está sujeto a la suscripción de nuevas participaciones emitidas por FIP Melbourne. Asimismo, fueron firmados entre Cemig GT y las entidades de previsión social voluntaria contratos de opción de venta de participaciones (las “Opciones de venta”) de los Fondos, las cuales podrán ejercerse por dichas entidades, a su discreción, después de 84 meses contados desde junio de 2014. El precio de ejercicio de las Opciones de Venta se corresponderá con el importe invertido por cada entidad de previsión social voluntaria en la Estructura de Inversión y se ajustará por aplicación de la regla de prorrata temporis de acuerdo con la variación del índice de precios IPCA [Índice Nacional de Precios al Consumidor Amplio], calculado por el Instituto Brasileño de Geografía y Estadística (IBGE), más un interés del 7% anual, una vez deducidos los



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dividendos e intereses sobre capital pagados por SAAG a las entidades de previsión social voluntaria. De conformidad con los estudios realizados, Cemig GT no ha registrado en sus estados financieros obligaciones derivadas de estas opciones de venta, teniendo en cuenta que el valor razonable estimado de las mismas se acerca a cero. Inversión en Amazônia Energia Participações, S.A. La asociada Amazônia Energia Participações, S.A. es una entidad con cometido especial que tiene por objeto participar, en calidad de accionista, en el capital social de Norte Energia, S.A., sociedad titular de la concesión para la construcción y explotación de la central hidroeléctrica de Belo Monte, ubicada en la cuenca del río Xingú, en el Estado de Pará (norte amazónico de Brasil), además de gestionar dicha participación. La participación de Amazônia Energia Participações, S.A. en Norte Energia, S.A. es del 9,8% del capital social. El 26 de agosto de 2010, Norte Energia, S.A. firmó el contrato de concesión Nº 001/2010 con el Estado Federal, por intermedio del Ministerio de Minas y Energía, para la explotación del servicio de generación de electricidad, con plazo de 35 años a partir de la firma de dicho contrato. Aún de conformidad con el contrato, el 70% de la energía asegurada de la planta se destinará al mercado regulado, el 10% a los autoproductores y el 20% al mercado eléctrico liberalizado. Norte Energia, S.A. también dependerá de obtener cantidades significativas para cubrir los costes de organización, desarrollo y preoperativos de cara a la terminación de la planta, que de acuerdo con las estimaciones y proyecciones deberán ser compensadas por los ingresos futuros que se generarán con el inicio de las operaciones de la hidroeléctrica. Las obras se han visto interrumpidas debido a manifestaciones de colectivos, medidas cautelares, invasiones y huelgas en la zona de construcción del proyecto. Norte Energia, S.A. y los proveedores se encuentran discutiendo los potenciales impactos de dichas interrupciones en los costes del proyecto. Firma de un acuerdo de inversión en Renova Energia, S.A. y adquisición de participación en Brasil PCH, S.A. En 2013 la filial Cemig GT aprobó la firma de un acuerdo de inversión con las sociedades Renova Energia, S.A. (“Renova”), RR Participações, S.A., Light Energia, S.A. y Chipley SP Participações, S.A. (“Chipley”). El acuerdo de inversión tiene por objetivo regular la entrada de Cemig GT, directa o indirectamente, en el grupo de control de Renova a través de la suscripción y desembolso por parte de Cemig GT de nuevas acciones de Renova al precio de emisión de R$0,016227 por acción ordinaria. La porción de la ampliación de capital de Renova que será suscrita y desembolsada por Cemig GT, directa o indirectamente, asciende a R$1.550.072. Las cifras mencionadas se actualizan de acuerdo con la variación del tipo de interés CDI [certificados de depósito interbancario] desde el 31 de diciembre de 2012 hasta la fecha en que se lleve a cabo la ampliación de capital.



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El acuerdo de inversión también estableció la estructuración de Chipley como vehículo de crecimiento, en el cual tendrán participación Cemig GT y Renova, con la finalidad de efectuar la adquisición prevista en el contrato de compraventa del 49% de las acciones ordinarias de la sociedad Brasil PCH, S.A. (“Brasil PCH”), firmado el 14 de junio de 2013 entre Cemig GT y la petrolera brasileña Petróleo Brasileiro, S.A. (Petrobras). La adquisición de participación en Brasil PCH estaba sujeta al ejercicio de los derechos de tanteo o preferencia y de acompañamiento (tag along) por parte de los demás accionistas de Brasil PCH. Finalizado el plazo establecido, ningún accionista ejerció su derecho de tanteo y sólo la accionista Jobelpa, S.A., titular del 2% de las acciones de Brasil PCH, ejerció su derecho de acompañamiento (tag along). La transacción culminó el 14 de febrero de 2014 con el desembolso por Chipley de la suma de R$739.943. La inyección de fondos en Chipley para la culminación de la operación se hizo posible mediante una aportación para futuro aumento de capital llevada a cabo íntegramente por Cemig GT. De acuerdo con lo establecido en el acuerdo de inversión, el desembolso de las acciones de Renova se llevará a cabo, directa o indirectamente por Cemig GT a través de la cesión integral a Renova de los recursos provenientes de la aportación para futuro aumento de capital realizada en Chipley, conforme a lo mencionado en el párrafo anterior. El 31 de marzo de 2014, Cemig GT llevó a cabo una aportación para futuro aumento de capital en Renova por importe de R$810.129, complementando de esta manera el importe previsto en el acuerdo de inversión para la ampliación de capital de Renova, el cual fue debidamente actualizado. Por lo tanto, la obligación de inversión en Renova por importe de R$1.414.733 (cifra a 31 de diciembre de 2012) se cumplirá a través de la aportación para futuro aumento de capital llevada a cabo en Renova el 31 de marzo de 2014 y de la cesión a Renova por parte de Cemig GT de los recursos provenientes de la aportación para futuro aumento de capital realizada en Chipley. La suscripción y desembolso del aumento de capital en Renova deberá culminar hasta septiembre de 2014. Adquisición de participación en Retiro Baixo Energética, S.A. La filial Cemig GT alcanzó un acuerdo con las sociedades Orteng Equipamentos e Sistemas, S.A. y Arcadis Logos Energia S.A. para la adquisición de las participaciones de estas sociedades –equivalentes al 49,9%– en el capital social total de la sociedad Retiro Baixo Energética, S.A., titular de la concesión para la explotación de la central hidroeléctrica de Retiro Baixo, en el Estado de Minas Gerais. La planta tiene 83,7 MW de potencia instalada y 38,5 MW medios de energía asegurada7. El precio de adquisición fue de R$145.897. En julio de 2014, la transacción obtuvo el visto bueno

7 N.T. La “energía asegurada” (o garantía física) de un sistema hidroeléctrico es la máxima carga que puede ser atendida, admitiéndose déficit de

afluencias. Es decir: el cálculo de la energía garantizada asume explícitamente el riesgo de haber déficit. Este concepto es distinto a l de “energía firme”, que se define como el mayor valor posible de energía que el sistema puede suplir continuamente, sin que existan déficits. La contribución de cada central corresponde a la energía garantizada de la central, especificada anualmente.



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del otro socio de la planta, Furnas Centrais Elétricas, S.A., así como la aprobación del Consejo Administrativo de Defensa Económica (“CADE”) [organismo brasileño de defensa de la competencia]. Se prevé que el negocio culminará hasta finales de 2014, cuando se espera que obtendrá las aprobaciones pendientes de del regulador ANEEL y de los agentes financiadores.

13. INMOVILIZADO MATERIAL

Consolidado

A 30.06.2014 A 31.12.2013

Coste histórico

Amortización acumulada

Coste histórico


Coste histórico


En explotación Terrenos 382.377 (7.032) 375.345 382.377 (4.518) 377.859 Presas, embalses y aductoras 7.466.104 (5.133.067) 2.333.037 7.466.002 (5.071.260) 2.394.742

Edificios, obras civiles y mejoras 2.295.677 (1.586.737) 708.940 2.285.119 (1.573.213) 711.906 Maquinaria y equipos 7.441.342 (5.423.917) 2.017.425 7.424.595 (5.345.096) 2.079.499 Vehículos 28.919 (18.336) 10.583 29.528 (17.569) 11.959

Mobiliario y enseres 14.487 (12.586) 1.901 14.443 (12.503) 1.940

17.628.906 (12.181.675) 5.447.231 17.602.064 (12.024.159) 5.577.905

En curso 250.532 - 250.532 239.550 - 239.550

Inmovilizado material, neto 17.879.438 (12.181.675) 5.697.763 17.841.614 (12.024.159) 5.817.455

El movimiento producido en las diferentes cuentas del Inmovilizado material durante los seis primeros meses de 2014 ha sido el siguiente:

Consolidado Saldo a

31.12.2013 Adiciones / Traspasos

Bajas Amortizaciones Saldo a

30.06.2014 En explotación Terrenos 377.859 - - (2.514) 375.345 Presas, embalses y aductoras 2.394.742 102 - (61.807) 2.333.037

Edificios, obras civiles y mejoras 711.906 10.565 - (13.531) 708.940 Maquinaria y equipos 2.079.499 19.994 (1.509) (80.559) 2.017.425 Vehículos 11.959 2 (26) (1.352) 10.583

Mobiliario y enseres 1.940 93 (2) (130) 1.901

5.577.905 30.756 (1.537) (159.893) 5.447.231

En curso 239.550 10.982 - - 250.532

Inmovilizado material, neto 5.817.455 41.738 (1.537) (159.893) 5.697.763

La Compañía no ha identificado indicios de pérdida por deterioro del valor de los activos que integran el Inmovilizado material. Los contratos de concesión de generación de energía eléctrica establecen que al final del plazo de cada una de las concesiones, la autoridad concedente determinará el importe de las compensaciones que tendrá derecho a recibir la Compañía. La Dirección considera que dichas compensaciones se abonarán por un importe superior al coste histórico, amortizado en función de los años de vida útil estimada de los activos. En virtud de ello, el valor en libros de los bienes que no hayan sido totalmente amortizados al término del periodo concesional será reembolsado por la autoridad concedente. Costes por intereses

En el primer semestre de 2014, la Compañía no efectuó traspasos al Inmovilizado material de costes por intereses de préstamos y financiaciones vinculados a las obras en curso.



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Consorcios La Compañía tiene participación en consorcios hidroeléctricos constituidos con la finalidad de explotar concesiones de generación de energía eléctrica. No se crearon empresas jurídicamente independientes para administrar el objeto de estas concesiones8 y, conforme a lo dispuesto en la Orden ANEEL Nº 3.467, de 18 de septiembre de 2008, la participación de la Compañía en dichos consorcios debe registrarse en el Inmovilizado material e intangible. La participación de la Compañía en cada uno de los activos asignados a los consorcios se registra y se controla a nivel individual según la naturaleza de los elementos del Inmovilizado material. La inversión total acumulada en los proyectos es la siguiente:

Participación en la energía generada

Coeficiente anual de amortización (%)

A 30.06.2014 A 31.12.2013

Hidroeléctricas en explotación Porto Estrela 33,33% 4,97 38.917 38.826 Igarapava 14,50% 2,48 58.638 58.295 Funil 49,00% 3,53 183.446 183.229 Queimado 82,50% 3,98 212.531 212.531 Aimorés 49,00% 3,74 552.350 552.204 Consorcio Capim Branco Energia 21,05% 3,75 56.240 56.240

Amortización acumulada (287.513) (257.806)

Total en operación 814.609 843.519 En curso Queimado 82,50% 1.645 1.626 Funil 49,00% - 205 Aimorés 49,00% - 147 Igarapava 14,50% 25 358 Porto Estrela 33,33% - 89 Consorcio Capim Branco Energia 21,05% 2.253 2.244

Total en construcción 3.923 4.669

Total consorcios (Sociedad Matriz) 818.532 848.188

La participación de los demás socios en cada uno de los proyectos es la siguiente: Hidroeléctricas Socios Participación (%) Porto Estrela Companhia de Tecidos Nortes de Minas Gerais (Coteminas) 33,34 Vale, S.A. 33,33 Igarapava Vale, S.A. 38,15 Companhia Mineira de Metais (CMM) 23,93 Companhia Siderúrgica Nacional (CSN) 17,92 Mineração Morro Velho (MMV) 5,50 Funil Vale, S.A. 51,00 Queimado Companhia Energética de Brasília (CEB) 17,50 Aimorés Vale, S.A. 51,00 Baguari Furnas Centrais Elétricas, S.A. 15,00 Baguari I Geração de Energia Elétrica, S.A. 51,00 Amador Aguiar I y II Vale, S.A. 48,43 Epícares Empreendimentos e Participações, Ltda. 17,89 Companhia Mineira de Metais (CMM) 12,63

8 N.T. En relación con los consorcios, de acuerdo con la legislación sobre sociedades anónimas, estos constituyen un tipo de asociación de empresas

con la finalidad de desarrollar un determinado proyecto económico, manteniéndose la personalidad jurídica y autonomía de las empresas que integran el consorcio. Por tanto, el contrato de consorcio no supone la creación de ninguna persona jurídica.



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Renovación de la concesión de la central hidroeléctrica de Jaguara De conformidad con lo previsto en el contrato de concesión de la hidroeléctrica de Jaguara, la Compañía solicitó la extensión de la concesión, pero el Ministerio de Minas y Energía de Brasil, mediante Orden del 3 de mayo de 2013, rechazó la solicitud bajo el entendimiento de que la misma se presentó fuera del plazo establecido en la Ley Nº 12.783/2013. Con fecha 20 de junio de 2013, la filial Cemig GT obtuvo una medida cautelar a raíz del recurso de amparo constitucional interpuesto ante el Tribunal Superior de Justicia de Brasil (“STJ”) contra el Ministerio de Minas y Energía, por no haber procedido al análisis de la solicitud de extensión de la concesión de la hidroeléctrica de Jaguara (de 424 MW de capacidad instalada y 336 MW de energía firme), la cual finalizará el 28 de agosto de 2013. La medida cautelar fue dictada con el fin de asegurar que Cemig GT continúe al frente de la concesión de la planta hasta que se emita el fallo final. El 30 de agosto de 2013, Cemig GT obtuvo una medida cautelar a raíz del nuevo recurso de amparo constitucional interpuesto ante el STJ contra la decisión del Ministerio de Minas y Energía, que mediante Orden publicada el 23 de agosto de 2013 rechazó en cuanto al fondo la solicitud presentada por la Compañía de extensión de la concesión de la hidroeléctrica de Jaguara, de conformidad con los términos establecidos en el contrato de concesión Nº 007/1997. La medida cautelar asegura que Cemig GT continúe al frente de la concesión de la planta para explotar el servicio público que le fue concedido en virtud del aludido contrato hasta que se dicte el fallo final. En consecuencia, la Compañía viene registrando los ingresos y los gastos de operación de la hidroeléctrica de Jaguara de acuerdo con los principios contables vigentes, teniendo en cuenta que sigue con el control de dicha planta. El 14 de mayo de 2014, el STJ dio inicio a la audiencia del recurso de amparo constitucional interpuesto por Cemig GT. La sesión fue suspendida debido a la petición de vista por parte de uno de los ministros de la corte, con lo que fue clausurada con dos votos a favor y dos votos en contra del amparo presentado por Cemig GT. La audiencia será reanudada el 14 de agosto de 2014. En vista de lo anterior, sigue vigente la medida cautelar concedida a Cemig GT para que la Compañía continúe al frente de la concesión de la planta de Jaguara para explotar el servicio público que le fue concedido en virtud del aludido contrato hasta que se dicte el fallo final. El fallo del STJ es una decisión preliminar y no constituye una decisión de fondo sobre el recurso presentado, el cual será objeto de revisión por parte de esta ilustre corte judicial en una fecha posterior.



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Renovación de la concesión de la central hidroeléctrica de São Simão El 3 de junio de 2014, la Compañía remitió al Ministerio de Minas y Energía su solicitud de extensión de la concesión de la hidroeléctrica de São Simão, una vez que considera que el contrato de concesión de la planta no está sujeto a la nueva normativa estabelecida por el Decreto Provisional Nº 579 (posteriormente convertido en la Ley Nº 12.783/2013). El 5 de agosto de 2014, el Directorio del regulador ANEEL decidió recomendar al Ministerio de Minas y Energía que denegara la solicitud de extensión de dicha concesión bajo el entendimiento de que la misma se presentó fuera del plazo establecido en la Ley Nº 12.783/2013. La Compañía considera que tiene el derecho a que la renovación de la concesión de la hidroeléctrica de São Simão –que expirará en enero de 2015– se lleve a cabo de conformidad con lo establecido en los contratos de concesión y en el artículo 19 de la Ley Nº 9.074/1995.

14. INMOVILIZADO INTANGIBLE a) Composición del saldo de la cuenta “Inmovilizado intangible” a 30 de junio de

2014 y 31 de diciembre de 2013:

Sociedad Matriz Coeficiente medio de

amortización

A 30.06.2014 A 31.12.2013

Coste histórico


Valor residual

Coste histórico


Valor residual

En explotación Activos de vida útil indefinida

Derechos de uso de aplicaciones informáticas

20% 3.788 (3.172) 616 3.705 (2.960) 745

Marcas y patentes 10% 9 (9) - 9 (4) 5

3.797 (3.181) 616 3.714 (2.964) 750

En curso 3 - 3 3 - 3

Inmovilizado intangible, neto 3.800 (3.181) 619 3.717 (2.964) 753

Consolidado

A 30.06.2014 A 31.12.2013

Coste histórico


Valor residual

Coste histórico


Valor residual

En explotación Activos de vida útil indefinida

Derechos de servidumbre 13.819 (1.638) 12.181 13.757 (1.318) 12.439 Concesiones a título oneroso 39.868 (14.188) 25.680 39.868 (12.440) 27.428 Derechos de explotación de concesiones

6.780.955 (6.085.897) 695.058 6.748.458 (5.882.416) 866.042

Otros 74.165 (46.618) 27.547 67.838 (44.102) 23.736

6.908.807 (6.148.341) 760.466 6.869.921 (5.940.276) 929.645

En curso 976.889 - 976.889 1.074.345 - 1.074.345

Inmovilizado intangible, neto 7.885.696 (6.148.341) 1.737.355 7.944.266 (5.940.276) 2.003.990



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b) El movimiento producido en las diferentes cuentas del Inmovilizado intangible durante los seis primeros meses de 2014 ha sido el siguiente:

Consolidado Saldo a

31.12.2013 Adiciones Bajas Amortizaciones Traspasos

Saldo a 30.06.2014

En explotación

Activos de vida útil indefinida

Derechos de servidumbre 12.439 - - (320) 62 12.181 Concesiones a título oneroso 27.428 - - (1.748) - 25.680 Derechos de explotación de concesiones 866.042 - (434) (216.277) 45.727 695.058

Otros 23.736 - (2.332) 6.143 27.547

929.645 - (434) (220.677) 51.932 760.466

En curso 1.074.345 326.571 - - (424.027) 976.889

Inmovilizado intangible, neto 2.003.990 326.571 (434) (220.677) (372.095) 1.737.355

La Compañía no ha identificado indicios de pérdida por deterioro del valor de sus activos intangibles con vida útil definida. La Compañía no posee activos intangibles con vida útil indefinida. Activos asociados a las concesiones De conformidad con la Interpretación Técnica ICPC 01 «Acuerdos de concesión de servicios», se encuentra registrada en el Inmovilizado intangible la porción de las infraestructuras de distribución de energía eléctrica que será utilizada durante el periodo de la concesión, minorada de las contribuciones de consumidores para la ejecución de proyectos destinados a atender la demanda por suministro eléctrico (las llamadas “obligaciones especiales del consumidor”). Costes por intereses

La Compañía efectuó el traspaso al Inmovilizado intangible de los costes por intereses de préstamos y financiaciones vinculados a las obras en curso por importe de R$34.929 (a nivel consolidado) a 30 de junio de 2014 (frente a R$22.181 a 30 de junio de 2013).

A 30.06.2014 A 30.06.2013

Cargos sobre préstamos y financiaciones 406.811 357.470

Traspaso al Inmovilizado intangible de costes financieros (34.929) (22.181)

Efecto neto en resultados 371.882 335.289

15. PROVEEDORES

Consolidado

A 30.06.2014 A 31.12.2013

Energía de corto plazo (“CCEE”) 493.150 77.382 Cargos por el uso de la red eléctrica 66.001 63.653 Compras de energía eléctrica para reventa 487.862 465.693 Itaipú Binacional 132.880 179.924

Materiales y servicios 263.919 279.706

1.443.812 1.066.358

Pasivo corriente 1.443.812 1.066.358 Pasivo no corriente - -



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16. IMPUESTOS, TASAS Y CONTRIBUCIONES ESPECIALES a) Impuestos, tasas y contribuciones especiales

Las obligaciones fiscales no corrientes en concepto de los impuestos PIS-PASEP y COFINS se refieren a las demandas judiciales que objetan la constitucionalidad de la inclusión del ICMS en la base imponible de dichos impuestos. La Compañía y sus filiales Cemig D y Cemig GT obtuvieron una medida cautelar que les permite eximirse de realizar las retenciones y les autorizó a efectuar el correspondiente depósito judicial a partir de 2008. Sin embargo, desde agosto de 2011 la Compañía ha empezado a efectuar mensualmente las retenciones, aunque continúa reclamando judicialmente la inclusión del ICMS en la base imponible de los impuestos PIS-PASEP y COFINS. Consolidado Sociedad Matriz

A 30.06.2014 A 31.12.2013 A 30.06.2014 A 31.12.2013 Corriente ICMS 356.397 323.234 18.091 18.091 COFINS 60.062 103.423 - 37.118

PIS-PASEP 13.242 22.611 - 8.059 INSS 17.549 22.835 1.590 2.120

Otros 22.468 26.450 1.166 1.491

469.718 498.553 20.847 66.879 No corriente

COFINS 552.262 579.494 - - PIS-PASEP 119.898 125.811 - -

Otros 155 192 - -

672.315 705.497 - -

1.142.033 1.204.050 20.847 66.879

b) Impuesto sobre beneficios y Contribución social Consolidado

A 30.06.2014 A 31.12.2013

Corriente Impuesto sobre beneficios 18.167 25.711

Contribución social 6.409 9.188

24.576 34.899



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17. PRÉSTAMOS, FINANCIACIONES Y OBLIGACIONES (DEBENTURES)

FINANCIADORES Vencimento del principal

Cargas financieras anuales (%)

Divisa

Consolidado

A 30.06.2014 A 31.12.2013

Corriente No corriente Total Total

EN MONEDA EXTRANJERA

Banco do Brasil: bonos diversos (1) 2024 Varias US$ 862 22.188 23.050 32.345

KfW 2016 4,50 € 1.988 2.983 4.971 6.384

KfW 2024 1,78 € - 9.834 9.834 -

Toshiba 2014 Libor + 5,36 US$ - - - 7.420

Deuda en moneda extranjera

2.850 35.005 37.855 46.149

EN REALES BRASILEÑOS

Banco do Brasil 2017 108,33 del CDI R$ 67.865 131.890 199.755 208.611

Banco do Brasil 2017 108,00 del CDI R$ 7.456 442.349 449.805 449.124

Banco do Brasil 2014 104,10 del CDI R$ 539.250 480.000 1.019.250 1.017.436

Banco do Brasil 2014 98,50 del CDI R$ 205.003 - 205.003 384.045

Banco do Brasil 2015 99,50 del CDI R$ 224.132 - 224.132 212.469

Banco do Brasil 2016 104,25 del CDI R$ - 667.331 667.331 634.428

Pagarés de empresa: 5ª emisión (Cemig GT) 2015 106,85 del CDI R$ 1.400.609 - 1.400.609 -

Pagarés de empresa: 7ª emisión (Cemig D) 2015 105,00 del CDI R$ 1.238.776 - 1.238.776 -

BNDES 2026 TJLP + 2,34 R$ 7.885 84.574 92.459 96.303

Banco Bradesco 2014 CDI + 1,70 R$ - - - 500

Eletrobras 2023 UFIR, RGR + 6,00 al 8,00 R$ 81.962 211.177 293.139 334.090

Grandes consumidores 2018 Varias R$ 4.485 2.479 6.964 6.707

Finep 2018 TJLP + 5,00 y TJLP + 8,00 R$ 4.372 10.188 14.560 13.271

Consorcio hidroeléctrico Pipoca 2014 IPCA R$ 185 - 185 185

BNDES: Cemig Telecomunicações, S.A. (2) 2018 Varias R$ 7.942 20.280 28.222 32.166

Deuda en reales brasileños 3.789.922 2.050.268 5.840.190 3.389.335

Total Préstamos y Financiaciones 3.792.772 2.085.273 5.878.045 3.435.484

Obligaciones: 1ª emisión (Cemig D) 2014 IGP-M + 10,50 R$ - - - 424.172

Obligaciones: 2ª emisión (Cemig D) 2017 IPCA + 7,96 R$ 23.859 582.866 606.725 560.983

Obligaciones: 1ª serie – 3ª emisión (Cemig GT) 2017 CDI + 0,90 R$ 19.065 479.920 498.985 518.319

Obligaciones: 2ª serie – 2ª emisión (Cemig GT) 2015 IPCA + 7,68 R$ 521.463 - 521.463 1.024.686

Obligaciones: 3ª serie – 3ª emisión (Cemig GT) 2022 IPCA + 6,20 R$ 16.574 773.205 789.779 782.247

Obligaciones: 2ª serie – 3ª emisión (Cemig GT) 2019 IPCA + 6,00 R$ 4.786 230.822 235.608 233.127

Obligaciones: 2ª serie - 3ª emisión (Cemig D) 2021 IPCA + 4,70 R$ 19.420 1.189.716 1.209.136 1.188.288

Obligaciones: 3ª serie - 3ª emisión (Cemig D) 2025 IPCA + 5,10 R$ 12.629 709.758 722.387 711.380

Obligaciones: 1ª serie - 3ª emisión (Cemig D) 2018 CDI + 0,69 R$ 16.075 410.369 426.444 442.272

Obligaciones (3) 2018 CDI + 0,80 R$ 2.014 72.000 74.014 77.054

Obligaciones: Gobierno del Estado de Minas Gerais (4)

2031 IGP-M R$ - 62.953 62.953 59.352

Obligaciones: 4ª emisión (Cemig GT) 2016 CDI + 0,85 R$ 28.290 500.000 528.290 -

Total Obligaciones 664.175 5.011.609 5.675.784 6.021.880

Total general consolidado 4.456.947 7.096.882 11.553.829 9.457.364

(1) Los tipos de interés varían del 2,00% al 8,00% anual; libor semestral más un diferencial (spread) del 0,81% al 0,88% anual . (2) Préstamo obtenido por la filial Cemig Telecomunicações, S.A.. (3) Obligaciones emitidas por la filial Cemig Capim Branco Energia, S.A.. (4) Contratos descontados a valor actual, de acuerdo con el Pronunciamiento Técnico CPC 12.

Garantías El saldo pendiente de los préstamos y financiaciones a 30 de junio de 2014 está garantizado como sigue: A 30.06.2014

Pagarés, avales y fianza 9.148.770 Cuentas a cobrar 1.197.120

Sin garantías 1.207.939

Total 11.553.829

La composición consolidada de los préstamos, financiaciones y obligaciones por divisas e índices de referencia, así como su respectiva amortización, es la que se muestra a continuación:



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2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

2021 y años

posteriores Total

Divisas

Dólar EE.UU. 862 - - - - - - 22.188 23.050

Euro 994 2.506 3.024 1.035 1.035 1.035 1.035 4.141 14.805

Total por divisas 1.856 2.506 3.024 1.035 1.035 1.035 1.035 26.329 37.855

Índices de referencia

IPCA (1) 94.310 698.672 193.845 193.846 114.995 508.139 647.934 1.633.542 4.085.283

UFIR/RGR (2) 41.158 67.587 49.943 40.370 35.172 23.562 20.465 14.882 293.139

CDI (3) 672.572 3.343.017 1.740.470 765.633 410.702 - - - 6.932.394

URTJ/TJLP (4) 10.593 18.913 18.617 18.617 10.635 7.631 7.631 42.604 135.241

IGP-M (5) - - - - - - - 62.953 62.953

IGP-DI (6) 2.385 586 711 711 483 - - - 4.876

TR (7) 1.607 - - 385 96 - - - 2.088

Total por índices de referencia 822.625 4.128.775 2.003.586 1.019.562 572.083 539.332 676.030 1.753.981 11.515.974

Total general 824.481 4.131.281 2.006.610 1.020.597 573.118 540.367 677.065 1.780.310 11.553.829

(1) Índice Nacional de Precios al Consumidor Amplio (IPCA) (2) Unidad Fiscal de Referencia (UFIR/RGR) (3) Certificados de Depósito Interbancario (CDI) (4) Unidad de Referencia de Tipos de Interés (URTJ) (5) Índice General de Precios–Mercado (IGP-M) (6) Índice General de Precios de Disponibilidad Interna (IGP-DI) (7) Tipo referencial (TR)

Las principales divisas e índices de referencia utilizados para la actualización monetaria [reexpresión en moneda constante]9 de los saldos pendientes de los préstamos y financiaciones han experimentado las variaciones siguientes:

Divisa Variación

acumulada a 30.06.2014 (%)

Variación acumulada a

30.06.2013 (%)

Índice de referencia


30.06.2014 (%)


30.06.2013 (%) Dólar EE.UU. (5,98) 8,42 IGP-M 2,45 1,74 Euro (6,56) 6,95 CDI 4,97 3,46 IPCA 3,75 3,15

El movimiento producido en el epígrafe “Préstamos, financiaciones y obligaciones” durante los seis primeros meses de 2014 ha sido el siguiente: Consolidado

Saldo a 31 de diciembre de 2013 9.457.364 Préstamos y financiaciones obtenidas 3.128.769 Ajustes por inflación y diferencias de cambio 177.600 Provisión para cargas financieras 403.340 Pagos por cargas financieras (550.807) Amortización de financiaciones (1.062.437)

Saldo a 30 de junio de 2014 11.553.829

Las captaciones de fondos a nivel consolidado durante los seis primeros meses de 2014 se detallan a continuación:

9 N.T. “Actualización monetaria” es el nombre dado en Brasil para los ajustes contables y financieros que se realizan con el fin de reexpresar los

precios de adquisición en la moneda de circulación en el país (en la actualidad el Real) en relación con el valor de otras monedas (ajuste del tipo de cambio) o las tasas de inflación o el valor del mercado financiero. También se conoce como “corrección monetaria”, es decir, los ajustes por inflación realizados periódicamente de ciertos valores en la economía con base en la inflación durante un cierto periodo, con el fin de compensar la pérdida de valor de la moneda. Con el fin de la hiperinflación en Brasil, los ajustes de esta naturaleza en los estados financieros se hacen debido a los altos tipos de interés que cobran las instituciones financieras, y como consecuencia del régimen de tipo de cambio flotante, que periódicamente provoca grandes oscilaciones en el tipo de cambio del Dólar de EE.UU. en relación con el Real brasileño.



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Financiadores Vencimiento del

principal Cargas financieras

anuales (%)

Total captado

En moneda extranjera KfW (Cemig GT) 2024 1,78 9.916

Total en moneda extranjera 9.916

En reales brasileños Obligaciones: 4ª emisión (Cemig GT) 2016 CDI + 0,85 505.368 Finep (Cemig GT) 2018 TJLP + 8,00 3.485

Pagarés de empresa: 5ª emisión (Cemig GT) 2015 106,85 del CDI 1.400.000 Pagarés de empresa: 7ª emisión (Cemig D) 2015 105,00 del CDI 1.210.000

Total en reales brasileños 3.118.853

Total captaciones 3.128.769

En enero de 2014, la filial Cemig GT culminó su cuarta emisión de obligaciones simples en la modalidad de colocación restringida. Se emitieron 50 mil obligaciones simples, no convertibles en acciones, sin garantías reales y emitidas en una sola serie, todas nominativas y representadas mediante anotaciones en cuenta, de R$10 mil de importe nominal unitario en la fecha de emisión, es decir, el 23 de diciembre de 2013, por importe nominal total de R$500.000 mil. Los recursos netos obtenidos de la emisión se utilizaron para reforzar la estructura de recursos propios de la Compañía como consecuencia de la cancelación de deudas. Las obligaciones se amortizarán a los tres años de la fecha de emisión, es decir, el 23 de diciembre de 2016. Las obligaciones devengarán un interés equivalente al 100% de la variación del CDI [certificados de depósito interbancario] más un margen del 0,85% anual. El pago de intereses se realizará por años vencidos. El principal se amortizará en un solo pago al vencimiento. Las obligaciones de la 4ª emisión de Cemig GT están garantizadas con aval otorgado por el holding Cemig. En abril de 2014, la filial Cemig D culminó su 7ª emisión de pagarés de empresa en la modalidad de colocación restringida. Se emitieron 121 pagarés en una sola serie, de R$10.000 de importe nominal unitario en la fecha de emisión, es decir, el 8 de abril de 2014, por importe nominal total de R$1.210.000. Los recursos netos obtenidos de la emisión se utilizaron para cancelar deudas y realizar obras de ampliación, renovación y mejora de las infraestructuras de distribución de energía eléctrica de la Compañía. El plazo de vencimiento de los pagarés será de 360 días contados desde la fecha de emisión, es decir, el 3 de abril de 2015. Los pagarés devengarán un interés equivalente al 105% de la variación del CDI [certificados de depósito interbancario]. El pago de intereses se realizará en un sólo pago en el momento de su amortización al vencimiento. Los pagarés de la 7ª emisión de Cemig D están garantizados con aval otorgado por el holding Cemig. En junio de 2014, la filial Cemig GT culminó su 5ª emisión de pagarés de empresa en la modalidad de colocación restringida. Se emitieron 140 pagarés en una sola serie, de R$10.000 de importe nominal unitario en la fecha de emisión, es decir, el 27 de junio de 2014, por importe nominal total de R$1.400.000. Los recursos netos obtenidos de la emisión se utilizaron para cancelar deudas, adquirir participaciones en otras sociedades y reforzar su estructura de recursos propios como consecuencia de las adquisiciones realizadas durante el año por la Compañía. El plazo de vencimiento de los pagarés será de 360 días contados desde la fecha de emisión, es decir, el 22 de junio de 2015. Los pagarés devengarán un interés equivalente al 106,85% de la variación del CDI [certificados de depósito interbancario]. El pago de intereses se



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realizará en un sólo pago en el momento de su amortización al vencimiento. Los pagarés de la 5ª emisión de Cemig GT están garantizados con aval otorgado por el holding Cemig. Emisión de obligaciones Las obligaciones (debentures) emitidas por la Compañía son obligaciones simples, no convertibles en acciones. A 30 de junio de 2014, las características económico-financieras de las emisiones de obligaciones de Cemig y sus filiales son las que se detallan a continuación:

Emisor Forma y

convertibilidad Garantías

Cláusula de interés

Estipulaciones financieras

Vencimiento A 30.06.2014 A 31.12.2013

Cemig GT – Gobierno del Estado de Minas Gerais (1) Simples, no convertibles en acciones No aplicable IGP-M No aplicable 2031 62.953 59.352

Cemig GT (1): 2ª serie – 2ª emisión (1) (2) Simples, no convertibles en acciones No aplicable IPCA + 7,68 No aplicable 2015 521.463 1.024.686

Cemig GT (1): 1ª serie – 3ª emisión (1) (2) Simples, no convertibles en acciones Total del patrimonio CDI + 0,90 No aplicable 2017 498.985 518.319

Cemig GT (1): 3ª serie – 3ª emisión (1) (2) Simples, no convertibles en acciones Total del patrimonio IPCA + 6,20 No aplicable 2022 789.779 782.247

Cemig GT (1): 2ª serie – 3ª emisión (1) (2) Simples, no convertibles en acciones Total del patrimonio IPCA + 6,00 No aplicable 2019 235.608 233.127

Cemig GT: 4ª emisión (1) Simples, no convertibles en acciones Total del patrimonio CDI + 0,85 No aplicable 2016 528.290 -

Cemig D (1): 1ª serie – 3ª emisión (1) (2) Simples, no convertibles en acciones Fianza CDI + 0,69 No aplicable 2018 426.444 442.272

Cemig D (1): 2ª serie – 3ª emisión (1) (2) Simples, no convertibles en acciones Fianza IPCA + 4,70 No aplicable 2021 1.209.136 1.188.288

Cemig D (1): 3ª serie – 3ª emisión (1) (2) Simples, no convertibles en acciones Fianza IPCA + 5,10 No aplicable 2025 722.387 711.380

Cemig Capim Branco Energia, S.A. Simples, no convertibles en acciones Fianza CDI + 0,80 No aplicable 2018 74.014 77.054

Cemig D: 2ª emisión (1) (2) Simples, no convertibles en acciones No aplicable IPCA + 7,96 No aplicable 2017 606.725 560.983

Cemig D: 1ª emisión (1) (2) Simples, no convertibles en acciones Total del patrimonio IGP-M + 10,50 No aplicable 2014 - 424.172

TOTAL

5.675.784 6.021.880

(1) Sin cláusula de renegociación y sin obligaciones en cartera. (2) Vencimiento anticipado de cualquier obligación financiera derivada de incumplimiento de pago por un importe individual o conjunto superior a la cifra de 50 millones de

reales (cross default).

Cláusulas contractuales restrictivas (covenants) La filial Cemig GT tiene contratada una financiación con el Banco de Desarrollo de Brasil (BNDES) que contiene una cláusula restrictiva que requiere que el holding Cemig, en su condición de garante de la financiación, mantenga un coeficiente mínimo de capitalización (Patrimonio neto sobre activos totales) del 30%.

Ratio financiero Índice requerido Patrimonio neto sobre activos totales (Entidad Garante) Mayor o igual al 30%

En caso de incumplimiento de este ratio financiero, Cemig GT tendrá la obligación de constituir garantías reales que representen, según la evaluación de BNDES, el 130% del saldo pendiente del contrato o, en su caso, presentar un balance de situación auditado por un auditor registrado en la Comisión del Mercado de Valores de Brasil (CVM) que indique el cumplimiento del coeficiente mínimo de capitalización, en cualquiera de los casos dentro de los seis meses contados a partir del final del ejercicio social en el que no se haya cumplido el coeficiente mínimo de capitalización.



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18. CARGAS REGULATORIAS

Consolidado

A 30.06.2014 A 31.12.2013

Reserva Global de Reversión (RGR) 59.222 57.574 Cuenta de Desarrollo Energético (CDE) 19.595 12.139 Préstamos compulsorios (Eletrobras) 1.207 1.207 Tasa de fiscalización de los servicios de energía eléctrica (ANEEL) 2.606 3.163

Programa de Eficiencia Energética (PEE) 128.752 123.419 Programa de Investigación y Desarrollo (I+D) 101.945 103.070 Investigaciones para la expansión del sistema energético (EPE/MME) 3.894 3.305 Fondo Nacional de Desarrollo Científico y Tecnológico (FNDCT) 7.518 6.457

Programa de Incentivo a las Fuentes Alternativas de Energía (PROINFA) 4.974 5.110

Reserva de capacidad de generación ("seguro apagón") 31.018 31.018

360.731 346.462

Pasivo corriente 167.640 153.437 Pasivo no corriente 193.091 193.025

19. PRESTACIONES POST-EMPLEO Y OTROS BENEFICIOS SOCIALES Fondo de pensiones Forluz El movimiento producido en el pasivo neto del balance de situación en los seis primeros meses de 2014 ha sido el siguiente:

Sociedad Matriz Plan de

pensiones Plan de

atención médica Plan de

atención dental Seguro de

vida Total

Pasivo neto a 31 de diciembre de 2013 39.741 48.535 1.402 35.639 125.317

Gasto (ingreso) reconocido en el resultado 2.853 3.187 95 2.252 8.387

Aportaciones (2.601) (2.033) (60) (232) (4.926)

Pasivo neto a 30 de junio de 2014 39.993 49.689 1.437 37.659 128.778

Pasivo corriente a 30 de junio de 2014 8.048 Pasivo no corriente a 30 de junio de 2014 120.730

Consolidado Plan de

pensiones Plan de

atención médica Plan de

atención dental Seguro de

vida Total

Pasivo neto a 31 de diciembre de 2013 807.739 1.011.719 28.677 600.593 2.448.728 Gasto (ingreso) reconocido en el resultado 57.991 65.749 1.868 38.341 163.949

Aportaciones (52.901) (33.705) (1.040) (6.186) (93.832)

Pasivo neto a 30 de junio de 2014 812.829 1.043.763 29.505 632.748 2.518.845

Pasivo corriente a 30 de junio de 2014 146.466 Pasivo no corriente a 30 de junio de 2014 2.372.379

Los importes reconocidos en el Pasivo corriente se refieren a las contribuciones que Cemig y sus filiales deberán efectuar en los próximos doce meses con el fin de amortizar las obligaciones actuariales. Los importes reconocidos como gasto en la cuenta de resultados se refieren al gasto con los planes de pensiones más los ajustes por inflación y los costes por intereses.

20. PROVISIONES Cemig y sus filiales están involucradas en procedimientos judiciales y administrativos actualmente en trámite ante varias cortes y órganos gubernamentales, relacionados



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con el curso normal de sus operaciones, y que tienen por objeto demandas laborales, civiles, fiscales, regulatorias y medioambientales, entre otras causas. La Compañía considera que su actuación ha sido ajustada a derecho y se sustenta en interpretaciones razonables de la normativa aplicable, por lo que se han interpuesto los oportunos recursos en defensa de sus intereses. No obstante, dada la incertidumbre generada por la materialización de los riesgos existentes, Cemig reconoce provisiones que se consideran adecuadas para cubrir dichos riesgos. Causas en las que la Compañía es deudora Cemig y sus filiales reconocen provisiones por contingencias legales cuando la Compañía tiene una obligación presente, ya sea legal o implícita, como resultado de sucesos pasados, cuya liquidación requiere una salida de recursos que se considera probable y que se puede estimar con fiabilidad. La determinación del importe de la provisión se basa en la mejor estimación del desembolso que será necesario para liquidar la obligación correspondiente, tomando en consideración toda la información disponible en la fecha de cierre del balance, incluida la opinión de los asesores legales de la Compañía.

Consolidado

A 31.12.2013 Adiciones Reversiones Cancelaciones A 30.06.2014 Laborales 146.229 23.578 (12.451) (8.255) 149.101 Civiles

Relaciones de consumo 29.102 4.736 (5.020) (4.569) 24.249

Otras contingencias civiles 23.097 6.693 (5.452) (3.229) 21.109

52.199 11.429 (10.472) (7.798) 45.358 Fiscales 26.027 8.522 (6) (1.071) 33.472 Medioambientales 1.179 27 (833) - 373

Regulatorias 50.228 523 (22.513) (130) 28.108

Otras 30.523 2.546 (2.052) (411) 30.606

Total 306.385 46.625 (48.327) (17.665) 287.018

Sociedad Matriz

A 31.12.2013 Adiciones Reversiones Cancelaciones A 30.06.2014

Laborales 25.973 12.835 (9.211) (4.233) 25.364 Civiles

Relaciones de consumo 6.679 426 (2.465) (321) 4.319

Otras contingencias civiles 6.266 563 (5.452) (563) 814

12.945 989 (7.917) (884) 5.133

Fiscales 7.356 961 (7) (506) 7.804 Medioambientales 276 21 - - 297 Regulatorias 20.394 7 (2.954) (6) 17.441

Otras 770 60 - - 830

Total 67.714 14.873 (20.089) (5.629) 56.869

Los Administradores de la Compañía, a la vista de la dinámica y de los plazos de los sistemas legal, fiscal y regulatorio, consideran que no es factible proporcionar información útil a los usuarios de esta información financiera intermedia con respecto al momento en que se producirán eventuales salidas de efectivo, así como las posibles devoluciones. Asimismo, los Administradores de la Compañía estiman que los desembolsos que pudieran exceder de los importes provisionados tras la resolución de dichos litigios o contenciosos, no afectarán de manera significativa al resultado de las operaciones o a la situación financiera de la Compañía.



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A continuación se recoge un resumen las principales provisiones y pasivos contingentes de acuerdo con la mejor estimación de la Compañía de los desembolsos futuros en relación con estas contingencias. Provisiones para contingencias respecto a las cuales la probabilidad de que ocurra una pérdida se considera probable, y pasivos contingentes vinculados, relativos a contingencias respecto a las cuales la probabilidad de que ocurra una pérdida se considera posible. Contingencias laborales Colectivos de empleados y trabajadores subcontratados han presentado demandas contra Cemig y sus filiales reclamando el pago de horas extraordinarias y de complementos de peligrosidad, además de otras reclamaciones relativas a la subcontratación de mano de obra, los complementos y el nuevo cálculo de las pensiones de jubilación pagadas por la entidad gestora de fondos de pensiones Forluz, y los índices de incremento salarial. Las reclamaciones ascienden a aproximadamente R$570.300 a 30 de junio de 2014 (frente a R$476.679 a 31 de diciembre de 2013), de los cuales la Compañía ha dotado una provisión de R$149.101 (frente a R$146.229 a 31 de diciembre de 2013), que es el importe de la mejor estimación de los costes que supondrá cancelar las obligaciones que surjan de los procesos judiciales. Relaciones de consumo Cemig y sus filiales han sido demandadas en juicios civiles que reclaman indemnizaciones por daños morales y materiales ocasionados principalmente por incidentes en la red de distribución eléctrica, errores en la medición del consumo eléctrico y cobros indebidos durante el curso normal de las operaciones de la Compañía. Las reclamaciones ascienden a R$64.086 a 30 de junio de 2014 (frente a R$61.458 a 31 de diciembre de 2013), de los cuales la Compañía ha dotado una provisión de R$24.249 (frente a R$29.102 a 31 de diciembre de 2013), que es el importe de la mejor estimación de los costes que supondrá cancelar las obligaciones que surjan de los procesos judiciales. Otras contingencias civiles Cemig y sus filiales han sido demandadas en diversos juicios civiles que reclaman indemnizaciones por daños morales y materiales, entre otros, ocasionados por incidentes acaecidos durante el curso normal de las operaciones de la Compañía. Las reclamaciones ascienden a R$157.218 a 30 de junio de 2014 (frente a R$131.719 a 31 de diciembre de 2013), de los cuales la Compañía ha dotado una provisión de R$21.109 (frente a R$23.097 a 31 de diciembre de 2013), que es el importe de la mejor estimación de los costes que supondrá cancelar las obligaciones que surjan de los procesos judiciales.



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Contingencias fiscales Cemig y sus filiales están involucradas en diversos procedimientos judiciales y administrativos relacionados con el pago de impuestos y otros tributos. Las principales contingencias de carácter fiscal se refieren al Impuesto sobre la Propiedad Territorial Urbana (“IPTU”); el Programa de Integración Social (“PIS-PASEP”); la Contribución a la Financiación de la Seguridad Social (“COFINS”); el Impuesto sobre Beneficios (“IRPJ”); la Contribución Social sobre el Beneficio Neto (“CSLL”); además de los juicios de ejecución fiscal. Las reclamaciones ascienden a aproximadamente R$160.589 a 30 de junio de 2014 (frente a R$98.691 a 31 de diciembre de 2013), de los cuales la Compañía ha dotado una provisión de R$33.472 (frente a R$26.027 a 31 de diciembre de 2013), que es el importe de la mejor estimación de los costes que supondrá cancelar las obligaciones que surjan de los procesos judiciales. Contingencias medioambientales Cemig y sus filiales están involucradas en litigios relacionados con asuntos medioambientales, que incluyen áreas protegidas, permisos medioambientales y la remediación de daños ocasionados al medio ambiente, entre otros. Las reclamaciones ascienden a R$3.959 a 30 de junio de 2014 (frente a R$5.263 a 31 de diciembre de 2013), de los cuales la Compañía ha dotado una provisión de R$373 (frente a R$1.179 a 31 de diciembre de 2013), que es el importe de la mejor estimación de los costes que supondrá cancelar las obligaciones que surjan de los procesos judiciales. Contingencias regulatorias Cemig y sus filiales están involucradas en diversos procedimientos judiciales y administrativos relacionados con asuntos regulatorios que objetan, principalmente: (i) los cargos aplicados a las facturas eléctricas de los autoproductores por el uso del sistema de distribución; (ii) el incumplimiento de las metas de calidad del servicio en lo relativo a los índices de continuidad del suministro eléctrico; (iii) los aumentos de tarifas que se produjeron durante el plan de estabilización económica denominado "Plan Cruzado", llevado a cabo por el Gobierno de Brasil en 1986. Las reclamaciones ascienden a aproximadamente R$170.300 a 30 de junio de 2014 (frente a R$180.293 a 31 de diciembre de 2013), de los cuales la Compañía ha dotado una provisión de R$28.108 (frente a R$50.228 a 31 de diciembre de 2013), que es el importe de la mejor estimación de los costes que supondrá cancelar las obligaciones que surjan de los procesos judiciales. Otras demandas relacionadas con el curso normal de los negocios Incumplimiento de contrato: servicios de desbroce y control de la vegetación en derechos de vía, caminos y cortafuegos La Compañía ha sido demandada en juicios en los que se reclaman pérdidas sufridas como consecuencia de supuestos incumplimientos contractuales en relación con los servicios de desbroce y control de la vegetación en derechos de vía, caminos y



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cortafuegos. La Compañía ha dotado una provisión de R$22.078 a 30 de junio de 2014 (frente a R$20.020 a 31 de diciembre de 2013), que es el importe de la mejor estimación de los costes que supondrá cancelar las obligaciones que surjan de los procesos judiciales. Otras demandas Adicionalmente, Cemig está involucrada, como parte demandada o demandante, en otros litigios de menor relieve relacionados con el curso normal de sus operaciones, cuyo importe total estimado asciende a R$145.636 a 30 de junio de 2014 (frente a R$91.356 a 31 de diciembre de 2013), de los cuales la Compañía ha dotado una provisión de R$8.528 (frente a R$10.503 a 31 de diciembre de 2013), que es el importe de la mejor estimación de los costes que supondrá cancelar las obligaciones que surjan de los procesos judiciales. La Compañía considera que ha actuado con arreglo a derecho, por lo que del resultado de estos litigios no se espera un impacto sustancial adverso en su posición financiera o en el resultado de sus operaciones. Pasivos contingentes cuya probabilidad de que ocurra una pérdida se considera posible, y respecto a los cuales la Compañía considera que ha actuado conforme a derecho. Contingencias laborales: mano de obra subcontratada La Fiscalía del Trabajo presentó una acción civil pública para objetar la subcontratación de mano de obra destinada a las actividades principales de la Compañía. La demanda asciende a aproximadamente R$52.423 a 30 de junio de 2014 (frente a R$59.004 a 31 de diciembre de 2013) y la Compañía podría ser sancionada si incumple las obligaciones establecidas en el plazo fijado por la justicia. Con base en la opinión de sus asesores legales, la Compañía ha calificado como posible la probabilidad de pérdida en relación con esta contingencia, una vez que implica una interpretación de la constitucionalidad de un artículo de la ley de concesiones (Ley Nº 8.987/1995) y hay la probabilidad de que la decisión sea revertida en el Supremo Tribunal Federal (“STF”). Contingencias fiscales

Cemig está involucrada en diversos procedimientos judiciales y administrativos relacionados con el pago de impuestos y otros tributos. A continuación, se recoge un resumen de las principales contingencias de carácter fiscal. Indemnizaciones correspondientes a premios por antigüedad En el ejercicio 2006 Cemig pagó a los empleados indemnizaciones por importe de R$177.686 a cambio del derecho futuro de incorporación a los sueldos del porcentaje anual del 1% en concepto de premios por antigüedad (el denominado “anuenio”). La Compañía no efectuó las retenciones en concepto del impuesto sobre la renta y contribuciones a la Seguridad Social por considerar que dichas obligaciones no recaen sobre retribuciones indemnizatorias. No obstante, con el objeto de no incurrir en



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eventuales sanciones en virtud de una interpretación discrepante de la ley por parte de la Administración Federal de Impuestos (“RFB”) y del Instituto Nacional de Seguridad Social (“INSS”), la Compañía interpuso recursos de amparo constitucional que le permitieron efectuar un depósito judicial por importe de R$121.834 –que se recoge bajo el epígrafe “Depósitos judiciales”– para hacer frente a eventuales resarcimientos que pudiesen derivar del hecho de no haberse practicado las mencionadas retenciones. El importe actualizado de la contingencia asciende a R$228.577 a 30 de junio de 2014 (frente a R$218.832 a 31 de diciembre de 2013). Contribuciones a la Seguridad Social La Administración Federal de Impuestos (“RFB”) dio inicio a expedientes administrativos contra la Compañía debido a que no se efectuaron las retenciones en concepto de contribuciones a la Seguridad Social sobre diversas retribuciones pagadas a los empleados, tales como la participación en beneficios y resultados, los vales de comida comprendidos en el “programa de alimentación del trabajador” (“PAT”), el bono formación, las horas extraordinarias y los complementos de peligrosidad, las contribuciones a los programas de formación del trabajador impartidos por la entidad SEST/SENAT y las multas por incumplimiento de obligaciones accesorias. La Compañía ha interpuesto los oportunos recursos en defensa de sus intereses y está pendiente de una decisión. La contingencia asciende a aproximadamente R$890.122 a 30 de junio de 2014 (frente a R$824.286 a 31 de diciembre de 2013). La Compañía ha calificado como posible la probabilidad de pérdida en relación con esta contingencia, una vez que considera haber cumplido con los requisitos establecidos en la Ley Nº 10.101/2000 y porque no existe ninguna obligación legal para firmar convenios con anterioridad al año base. Denegación de solicitud de compensación de créditos fiscales La Administración Federal de Impuestos (“RFB”) denegó la solicitud de la Compañía de compensación de créditos fiscales por pagos de impuestos indebidos o en exceso relativos a diversos expedientes administrativos tributarios. La contingencia asciende a R$245.615 a 30 de junio de 2014 (frente a R$302.230 a 31 de diciembre de 2013). La Compañía calificó como posible la probabilidad de pérdida en relación con esta contingencia, una vez que considera haber cumplido con los requisitos legales pertinentes del Código Tributario brasileño y porque está a la espera de que Hacienda se pronuncie sobre la información presentada. Basándose en la jurisprudencia favorable al respecto, los asesores legales de la Compañía han recalificado como remota la probabilidad de pérdida en relación con algunos juicios. Declaración de Información Económica y Fiscal de Personas Jurídicas (“DIPJ”): devoluciones y compensaciones

La Compañía era parte en un expediente administrativo referente a solicitudes de devolución y compensación de créditos provenientes de saldos negativos presentados en las DIPJ de los ejercicios del 1997 al 2000, además de pagos en exceso. Debido al agotamiento recursivo de la vía administrativa, se interpuso una acción ordinaria por



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importe aproximado de R$410.695 a 30 de junio de 2014 (frente a R$363.124 a 31 de diciembre de 2013). La Compañía ha calificado como posible la probabilidad de pérdida en relación con esta contingencia debido a las nulidades ocurridas en la tramitación del referido expediente administrativo y a los supuestos cuestionables utilizados en las inspecciones fiscales. Impuesto a la Circulación de Mercaderías y Servicios (“ICMS”) La Compañía ha sido demandada en diversos juicios relacionados con el ICMS causado sobre ciertas transacciones. En el caso de que se viera obligada a pagar el impuesto adeudado más las multas correspondientes, la Compañía podrá reclamar a los consumidores el reintegro de las sumas abonadas. Los principales juicios son los siguientes: (i) el impago del ICMS causado sobre el peaje de acceso a la red de distribución (“TUSD”) y la energía contratada y no usada que fue facturada en el periodo entre enero de 2005 y diciembre de 2010, una vez que dicho impuesto fue excluido de las facturas de electricidad en cumplimiento de una medida cautelar; (ii) la Secretaría de Hacienda del Estado de Minas Gerais dio inicio a diversos procedimientos administrativos y judiciales contra Cemig, que tienen por objeto el cobro del ICMS causado sobre las operaciones de venta de excedentes de potencia durante el plan de racionamiento eléctrico. Las reclamaciones ascienden a aproximadamente R$12.512 a 30 de junio de 2014 (frente a R$16.732 a 31 de diciembre de 2013). La Compañía no ha registrado provisión alguna por este concepto. Debido al acuerdo firmado con el Gobierno del Estado de Minas Gerais, los juicios relacionados con el ICMS en los que la Compañía es parte demandante o demandada se encuentran en proceso de extinción. Contribución Social sobre el Beneficio Neto (“CSLL”) La Administración Federal de Impuestos (“SRF”) extendió un acta de infracción en los ejercicios 2012 y 2013 debido a que la Compañía no reconoció o efectuó deducciones indebidas en concepto de la CSLL en relación con: (i) impuestos cuya exigibilidad se encuentra suspendida; (ii) donaciones y el patrocinio de actividades culturales y artísticas (Ley Nº 8.313/1991); (iii) multas por infracciones de diversa naturaleza. La contingencia asciende a R$83.498 a 30 de junio de 2014. La Compañía ha calificado como posible la probabilidad de pérdida en relación con esta contingencia, puesto que a su juicio ha actuado conforme a derecho. Contingencias regulatorias Contribución al alumbrado público (“CIP”) La Compañía ha sido demandada en diversos juicios por la declaración de nulidad de la cláusula de contribución al alumbrado público de los contratos de suministro de electricidad firmados entre la Compañía y los municipios de su zona de concesión, con el consecuente reintegro de los importes cobrados supuestamente de manera indebida en los últimos 20 años. Las reclamaciones se basan en un supuesto error de la Compañía al estimar el tiempo utilizado para el cálculo del consumo eléctrico del sistema de alumbrado público, costeado por la CIP. Las reclamaciones ascienden a



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aproximadamente R$1.389.960 a 30 de junio de 2014 (frente a R$1.290.887 a 31 de diciembre de 2013). La Compañía no ha registrado provisión alguna por este concepto y ha calificado como posible la probabilidad de pérdida en relación con esta contingencia debido a la imposibilidad de aplicar el Código de Defensa del Consumidor, una vez que se trata de objeto de regulación específica del sector eléctrico, teniendo en cuenta que Cemig ha cumplido con lo dispuesto en las Resoluciones Nº 414 y Nº 456 del regulador ANEEL que se refieren a este asunto. Contabilización de operaciones de venta de electricidad por la Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica (“CCEE”) Desde agosto de 2002, la sociedad AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia, S.A. objeta judicialmente los criterios de contabilización de las operaciones de venta de electricidad en el Mercado Mayorista de Energía (“MAE”), antecesor de la Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica (“CCEE”), durante el plan de racionamiento eléctrico. En febrero de 2006, la sociedad obtuvo una medida cautelar favorable a sus pretensiones, por la que se determinó que la CCEE procediese a la revisión de la contabilización y liquidación financiera de las operaciones de compraventa de electricidad durante el referido plan, dejando sin efecto la Orden Nº 288/2002 del regulador ANEEL. La medida cautelar, con efectos a partir de noviembre de 2008, supondría un desembolso adicional para la Compañía referente a gastos por compras de electricidad en el mercado eléctrico de corto plazo por importe aproximado de R$184.983 a 30 de junio de 2014 (frente a R$146.057 a 31 de diciembre de 2013). Pero con fecha 9 de noviembre de 2008, el Tribunal Regional Federal (“TRF”) dictó una medida cautelar liberando a la Compañía de efectuar el correspondiente depósito como consecuencia de la liquidación financiera especial realizada por la CCEE. La Compañía ha calificado como posible la probabilidad de pérdida en relación con esta contingencia, una vez que se trata de una acción individual, sin ningún caso similar ya juzgado, y que está relacionada con lo establecido en el “Acuerdo General del Sector Eléctrico”, por lo que la Compañía cuenta con la documentación adecuada para sus alegatos. Cargos por seguridad energética: Resolución del Consejo Nacional de Política Energética (“CNPE”) La Resolución Nº 3 del Consejo Nacional de Política Energética (“CNPE”), de fecha 6 de marzo de 2013, estableció nuevos criterios para realizar el prorrateo de los costes derivados del despacho de generación térmica. De acuerdo con los nuevos criterios, el coste del cargo por razones de seguridad energética (denominado “ESS”), que antes se repartía sólo entre los clientes liberalizados y los distribuidores, se repartirá entre todos los agentes del Sistema Interconectado Nacional (“SIN”), incluyendo los generadores y comercializadores. En mayo de 2013, la Asociación Brasileña de Productores Independientes de Energía Eléctrica (“APINE”), entidad de la cual la Compañía es miembro, obtuvo una medida cautelar que dejó sin efecto los artículos 2 y 3 de la Resolución CNPE Nº 3, con lo que los generadores quedaron exentos del pago del cargo ESS.



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El Estado Federal interpuso un recurso de apelación (denominado “agravio de instrumento”) contra la medida cautelar dictada en primera instancia. El juicio definitivo de la apelación ya ha comenzado en el Tribunal Regional Federal (“TRF”). Debido a la medida cautelar, la Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica (“CCEE”) efectuó la liquidación financiera a partir de abril de 2013 con base en los criterios anteriores a la Resolución CNPE Nº 3. En virtud de ello, la Compañía procedió a contabilizar los costes del cargo ESS con arreglo a los criterios de liquidación financiera de la CCEE, es decir, sin aplicar los efectos de la Resolución CNPE Nº 3. La contingencia asciende a aproximadamente R$118.348 a 30 de junio de 2014 (frente a R$108.893 a 31 de diciembre de 2013). Con base en los argumentos y en los hechos presentados anteriormente, los asesores legales de la Compañía han calificado como posible la probabilidad de pérdida en relación con esta contingencia. Aumento tarifario Exclusión de consumidores anteriormente clasificados como de bajos ingresos La Fiscalía Federal presentó una acción civil pública contra la Compañía y el regulador ANEEL objetando la exclusión de consumidores anteriormente clasificados como de bajos ingresos y reclamando el reintegro a dichos consumidores del doble de lo pagado en exceso. La petición fue admitida y juzgada procedente, pero la Compañía y ANEEL han recurrido la decisión y están pendientes de una decisión final. La demanda asciende a aproximadamente R$179.966 a 30 de junio de 2014 (frente a R$142.496 a 31 de diciembre de 2013). La Compañía ha calificado como posible la probabilidad de pérdida debido a las decisiones favorables de la Justicia respecto a este asunto. Reajuste anual y revisión periódica de la tarifa eléctrica: neutralidad de los costes no controlables La Asociación Municipal de Protección del Consumidor y el Medio Ambiente (“AMPROCOM”) presentó una acción civil pública contra la Compañía y el regulador ANEEL solicitando que se identificaran a todos los consumidores que se vieron perjudicados en los procesos de revisión periódica y de reajuste anual de la tarifa de electricidad durante el periodo comprendido entre los años 2002 y 2009, así como la compensación de los importes cobrados indebidamente por medio de abonos en las facturas, en función de no haberse tenido en cuenta el efecto de las variaciones futuras del consumo eléctrico en los costes no controlables (el denominado “paquete A” de costes) y la inclusión indebida de estos ingresos entre los costes controlables de la Compañía (el denominado “paquete B” de costes), generando el desequilibrio económico financiero del contrato. La demanda asciende a aproximadamente R$218.994 a 30 de junio de 2014 (frente a R$182.451 a 31 de diciembre de 2013).



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Contingencias medioambientales Impactos medioambientales derivados de la construcción de plantas hidroeléctricas Una asociación de protección del medio ambiente presentó una acción civil pública para reclamar indemnizaciones por supuestos daños medioambientales ocasionados por la construcción y operación de la central hidroeléctrica de Nova Ponte. La demanda asciende a R$1.723.766 a 30 de junio de 2014 (frente a R$1.800.804 a 31 de diciembre de 2013). La Compañía considera que ha actuado conforme a derecho, razón por la cual no ha registrado provisión alguna en relación con esta demanda. La Compañía ha calificado como posible la probabilidad de pérdida en relación con esta contingencia, una vez que si bien no existe una clara demostración de los alegatos planteados por la parte contraria, se depende de la prueba pericial para corroborar dichos alegatos. La Fiscalía del Estado de Minas Gerais presentó acciones civiles públicas para exigir que la Compañía invierta, como mínimo, el 0,5% de sus ingresos operativos registrados desde el año 1997 en la protección y preservación de los manantiales de agua de los municipios donde están ubicadas las centrales hidroeléctricas de la Compañía, además de una indemnización proporcional por los daños medioambientales que se hayan ocasionado y que no puedan ser reparados, por incumplimiento de la Ley Nº 12.503/1997 del Estado de Minas Gerais. Las demandas ascienden a R$117.217 a 30 de junio de 2014 (frente a R$107.697 a 31 de diciembre de 2013). La Compañía interpuso recursos ante el Tribunal Superior de Justicia (“STJ”) y el Supremo Tribunal Federal (“STF”), y no ha registrado provisión alguna por este concepto. La Fiscalía del Estado de Minas Gerais presentó una acción civil pública para exigir la formación de un “Área de Preservación Permanente” (“APP”) en los alrededores del embalse de la central hidroeléctrica de Capim Branco. La demanda asciende a R$59.038 a 30 de junio de 2014. Con base en la opinión de sus asesores legales, la Compañía ha calificado como posible la probabilidad de pérdida en relación con esta contingencia, teniendo en cuenta los cambios en el nuevo Código Forestal brasileño y en la jurisprudencia sobre el tema. Otros pasivos contingentes Incumplimiento de contrato: Programa de electrificación rural “Luz Para Todos” La Compañía ha sido demandada en juicios en los que se reclaman pérdidas sufridas como consecuencia de supuestos incumplimientos contractuales en relación con la implementación de una parte del programa de electrificación rural “Luz Para Todos”. Las reclamaciones ascienden a aproximadamente R$170.727 a 30 de junio de 2014 (frente a R$155.150 a 31 de diciembre de 2013). La Compañía no ha registrado provisión alguna por este concepto y ha calificado como posible la probabilidad de pérdida en relación con esta contingencia tras haber efectuado el análisis de la argumentación y la documentación utilizada por los contratistas respecto de las pérdidas alegadas.



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Amortización anticipada del contrato CRC La Compañía ha sido demandada en un juicio administrativo ante el Tribunal de Cuentas del Estado de Minas Gerais, en el que se objeta el descuento oferecido al Gobierno del Estado de Minas Gerais con vistas a la amortización anticipada del denominado “contrato CRC”, la cual se llevó a cabo en el primer trimestre de 2013, así como el supuesto perjuicio indebido del Gobierno del Estado de Minas Gerais con las adendas que se firmaron con la finalidad de restablecer el equilibrio económico-financiero del contrato. La demanda asciende a aproximadamente R$290.165 a 30 de junio de 2014. La Compañía considera que ha cumplido con los requisitos legales con base en un dictamen emitido por la Fiscalía de Cuentas del Tribunal de Cuentas del Estado de Minas Gerais, por lo que ha calificado como posible la probabilidad de pérdida en relación con esta contingencia, una que vez que considera que el acuerdo se firmó en fiel cumplimiento de la legislación aplicable.

21. PATRIMONIO NETO Y RETRIBUCIÓN A LOS ACCIONISTAS A 30 de junio de 2014, el capital social de Cemig asciende a R$6.294.208 y está representado por 420.764.708 acciones ordinarias y 838.076.946 acciones preferentes, de R$5,00 de valor nominal cada una de ellas. Beneficio por acción (BPA) El número de acciones utilizado para calcular el beneficio básico y diluido por acción, teniendo en cuenta las nuevas acciones emitidas en 2013, es el que se detalla a continuación: Número de acciones A 30.06.2014 A 30.06.2013

Acciones ordinarias 420.764.708 420.764.708

Acciones preferentes 838.076.946 838.076.946

1.258.841.654 1.258.841.654

Acciones en cartera (560.718) (560.718)

Total 1.258.280.936 1.258.280.936

Considerando que cada clase de acción participa en igualdad de condiciones en la distribución del resultado, a 30 de junio de 2014 y 2013 el beneficio por acción se situó en R$1,45 y R$1,18, respectivamente. Teniendo en cuenta los segundos periodos trimestrales terminados el 30 de junio de 2014 y 2013, el beneficio por acción se situó en R$0,59 y R$0,49, respectivamente. El beneficio por acción se calcula dividiendo el resultado del periodo entre el número medio ponderado de acciones en circulación al cierre del periodo. La Compañía no mantiene instrumentos financieros dilutivos, por lo que el beneficio básico por acción no difiere del beneficio diluido.



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Pago de dividendo extraordinario En sesión celebrada el 27 de junio de 2014, el Consejo de Administración de Cemig acordó repartir un dividendo extraordinario por importe total de R$1.704.000, el equivalente a R$1,354228576 por acción. El dividendo se hará efectivo en dos pagos, el primero en julio de 2014 por importe de R$1.100.000, el equivalente a R$0,874208588 por acción, y el segundo hasta el 30 de septiembre de 2014 por importe de R$604.000, el equivalente a R$0,480019988 por acción. Tendrán derecho a percibir estas retribuciones los titulares de acciones que figuren en el “Libro Registro de Acciones Nominativas” de la Compañía a 27 de junio de 2014, a los efectos previstos en el artículo 205 de la Ley N.o 6.404/1976 [la Ley de Sociedades Anónimas de Brasil]. Ajustes por valoración del Patrimonio neto

Ajustes por valoración del Patrimonio neto Consolidado

A 30.06.2014 A 31.12.2013 Ajustes de pasivos actuariales: retribuciones a los empleados (Sociedad Matriz) (6.154) (6.154) Otro resultado global: inversiones contabilizadas por el método de la participación

Coste atribuido a elementos del Inmovilizado material 820.337 850.247 Diferencias de conversión 14.853 17.498 Ajustes de pasivos actuariales: retribuciones a los empleados (281.603) (281.603)

Instrumentos financieros de cobertura de flujos de efectivo (129) (454)

553.458 585.688

Ajustes por valoración del Patrimonio neto 547.304 579.534

22. INGRESOS

Consolidado

A 30.06.2014 A 30.06.2013

Ingresos provenientes de las ventas de electricidad (a) 8.102.330 7.000.636

Ingresos provenientes del peaje de acceso a las redes de distribución (“TUSD”) (b) 414.021 571.724

Ingresos provenientes de la actividad de transmisión (c) 286.643 205.327

Ingresos provenientes de compensaciones por los activos de transmisión (d) 63.315 -

Ingresos de construcción de infraestructuras de transmisión (e) 37.092 43.579

Ingresos de construcción de infraestructuras de distribución (e) 324.149 421.826

Ingresos provenientes de transacciones de energía en el mercado eléctrico de corto plazo (“CCEE”) (f) 2.267.284 840.388

Otros ingresos de explotación (g) 650.343 446.405

Impuestos y cargas sobre los ingresos (h) (2.646.647) (2.413.301)

Ingresos de explotación, netos 9.498.530 7.116.584

Consolidado

2º TRI 2014 2º TRI 2013

Ingresos provenientes de las ventas de electricidad (a) 4.184.583 3.533.238

Ingresos provenientes del peaje de acceso a las redes de distribución (“TUSD”) (b) 218.093 220.163

Ingresos provenientes de la actividad de transmisión (c) 132.559 115.629

Ingresos provenientes de compensaciones por los activos de transmisión (d) 63.315 -

Ingresos de construcción de infraestructuras de transmisión (e) 23.543 25.940

Ingresos de construcción de infraestructuras de distribución (e) 188.628 235.118

Ingresos provenientes de transacciones de energía en el mercado eléctrico de corto plazo (“CCEE”) (f) 940.377 261.641

Otros ingresos de explotación (g) 351.059 246.979

Impuestos y cargas sobre los ingresos (h) (1.364.399) (1.199.718)

Ingresos de explotación, netos 4.737.758 3.438.990



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a) Ingresos provenientes de las ventas de electricidad La composición de las ventas de electricidad por grupos de consumo es la siguiente:

MWh (1) R$

A 30.06.2014 A 30.06.2013 A 30.06.2014 A 30.06.2013

Residencial 5.027.320 4.695.961 2.508.267 2.280.679 Industrial 12.635.868 11.183.632 2.279.330 1.913.476 Comercial, servicios y otros 3.238.566 3.031.893 1.348.922 1.180.554 Rural 1.588.699 1.335.075 413.196 344.269 Administraciones públicas 444.934 426.126 181.219 163.459 Alumbrado público 643.068 629.969 168.190 155.078

Servicio público 607.903 609.795 171.445 159.140

Subtotal 24.186.358 21.912.451 7.070.569 6.196.655

Consumo propio 19.055 17.386 -

Energía pendiente de facturación, neto - - 112.545 (115.531)

24.205.413 21.929.837 7.183.114 6.081.124

Ventas mayoristas a otros agentes en los mercados liberalizado y regulado (2) 7.108.010 7.659.519 919.216 919.512

Total 31.313.423 29.589.356 8.102.330 7.000.636

MWh (1) R$

2º TRI 2014 2º TRI 2013 2º TRI 2014 2º TRI 2013 Residencial 2.459.539 2.383.392 1.291.127 1.131.871

Industrial 6.525.802 5.683.850 1.205.424 979.298 Comercial, servicios y otros 1.576.085 1.503.197 694.834 584.369 Rural 844.996 702.258 227.378 170.554 Administraciones públicas 224.262 217.861 96.920 82.500

Alumbrado público 313.329 320.156 87.538 77.525

Servicio público 288.676 305.469 87.271 79.436

Subtotal 12.232.689 11.116.183 3.690.492 3.105.553

Consumo propio 9.286 8.750 -

Energía pendiente de facturación, neto - - 53.399 (24.106)

12.241.975 11.124.933 3.743.891 3.081.447

Ventas mayoristas a otros agentes en los mercados liberalizado y regulado (2)

3.244.840 3.775.989 440.692 451.791

Total 15.486.815 14.900.922 4.184.583 3.533.238

(1) Las cifras en MWh no han sido revisadas por el auditor externo. (2) Incluye los contratos de comercialización de energía eléctrica en el mercado regulado (“CCEAR”) y los contratos bilaterales firmados con otros sujetos del sector eléctrico.

b) Ingresos provenientes del peaje de acceso a las redes de distribución (“TUSD”) El peaje de acceso a la red de distribución eléctrica (“TUSD”)10 es abonado por los clientes liberalizados en función de la energía vendida por otros agentes del sector eléctrico, principalmente por la filial Cemig GT y otros generadores. Gran parte de esos consumidores libres son grandes clientes industriales ubicados en la zona de concesión de la filial Cemig D.

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N.T. TUSD: siglas en portugués para la tarifa de acceso (peaje) por el uso de las redes de distribución. Las actividades de transmisión y distribución de energía eléctrica permanecen bajo un esquema regulado debido a que, dadas sus características intrínsecas, son monopolios naturales. Así, los costes de las redes son repercutidos a los consumidores a través de los peajes o tarifas de acceso por el uso de dichas redes. Las tarifas de acceso son precios regulados fijados por el regulador y revisados de acuerdo con la metodología aprobada en la normativa al efecto.



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c) Ingresos provenientes de la actividad de transmisión Los ingresos provenientes de la actividad de transmisión se componen como sigue:

Ingresos provenientes de las concesiones, que incluyen las contraprestaciones pagadas por agentes del sector eléctrico a cambio de la operación y mantenimiento de las infraestructuras.

Ingresos provenientes de la conexión a los sistemas de generación, derivados de los activos de transmisión que pertenecen a las plantas generadoras de energía.

d) Ingresos provenientes de compensaciones por los activos de transmisión

En junio de 2014, la Compañía efectuó la reversión de la provisión registrada en el ejercicio 2012 por importe de R$63.315, relacionada con las inversiones en infraestructuras de transmisión llevadas a cabo en el periodo de mayo a diciembre de 2012 y que se incluyeron en el informe de valoración remitido al regulador ANEEL el 31 de julio de 2014. Esta provisión fue constituida debido a las incertidumbres relacionadas con el pago de compensaciones por los activos relacionados con el periodo mencionado.

e) Ingresos de construcción de infraestructuras Los ingresos de construcción se compensan sustancialmente con los costes de construcción y se corresponden con las inversiones realizadas por la Compañía en el periodo en la construcción de las infraestructuras que serán utilizadas en la concesión. Los ingresos por este concepto se reconocen por el importe de la contraprestación recibida a cambio de los servicios de construcción, incluyendo en algunos casos un margen razonable de beneficio. f) Ingresos provenientes de transacciones de energía en el mercado eléctrico de

corto plazo (“CCEE”) Los ingresos provenientes de transacciones de energía en el mercado eléctrico de corto plazo (“CCEE”) se corresponden con el resultado neto positivo de las operaciones de compra y venta de electricidad liquidadas en el mercado spot.

g) Otros ingresos de explotación

Consolidado

A 30.06.2014 A 30.06.2013 Tasas por servicios 4.329 5.949

Servicios de telecomunicaciones 66.345 71.383 Prestación de servicios 57.995 55.690 Alquileres y arriendos 39.449 792 Subvenciones (*) 385.268 307.129

Otros 96.957 5.462

650.343 446.405



55

CEM

IG H

old

ing

S.A

55

CEM

IG

Consolidado

2º TRI 2014 2º TRI 2013 Tasas por servicios 2.559 2.235 Servicios de telecomunicaciones 34.057 36.015 Prestación de servicios 30.035 29.106 Alquileres y arriendos 19.932 - Subvenciones (*) 200.727 180.567

Otros 63.749 (944)

351.059 246.979

(*) Ingresos reconocidos en virtud de los subsidios a las tarifas cobradas de los usuarios del servicio público de distribución de electricidad, los cuales son reembolsados por el holding eléctrico federal Eletrobras.

h) Impuestos y cargas sobre los ingresos

Consolidado

A 30.06.2014 A 30.06.2013 Impuestos a los ingresos

ICMS 1.513.783 1.397.960 COFINS 751.751 637.958 PIS-PASEP 163.177 138.493

Otros 2.746 2.180

2.431.457 2.176.591

Cargas regulatorias trasladadas a los consumidores Reserva Global de Reversión (RGR) 21.729 60.173 Programa de Eficiencia Energética (PEE) 21.256 20.207 Cuenta de Desarrollo Energético (CDE) 96.552 65.743

Cuenta de Consumo de Combustibles (CCC) - 25.487 Programa de Investigación y Desarrollo (I+D) 26.617 21.624 Fondo Nacional de Desarrollo Científico y Tecnológico (FNDCT) 26.481 13.971 Investigaciones para la expansión del sistema energético (EPE/MME) 13.295 8.781


Adicional del 0,30% (Ley Nº 12.111/2009) (1) (5.655) 8.229

215.190 236.710

2.646.647 2.413.301

(1) Reembolso reconocido por la Compañía en el primer semestre de 2014, de conformidad con la autorización emitida por el regulador ANEEL mediante el Oficio Nº 782/2013.

Consolidado

2º TRI 2014 2º TRI 2013 Impuestos a los ingresos

ICMS 783.147 693.402 COFINS 379.749 310.287 PIS-PASEP 82.432 67.361

Otros 1.438 1.136

1.246.766 1.072.186 Cargas regulatorias trasladadas a los consumidores Reserva Global de Reversión (RGR) 10.630 60.173 Programa de Eficiencia Energética (PEE) 12.298 8.375 Cuenta de Desarrollo Energético (CDE) 54.420 32.307 Programa de Investigación y Desarrollo (I+D) 13.104 8.100 Fondo Nacional de Desarrollo Científico y Tecnológico (FNDCT) 13.102 8.101 Investigaciones para la expansión del sistema energético (EPE/MME) 6.551 4.050


117.633 127.532

1.364.399 1.199.718



56

CEM

IGCE

MIG

56

CEM

IG

23. COSTES Y GASTOS DE EXPLOTACIÓN


A 30.06.2014 A 30.06.2013 A 30.06.2014 A 30.06.2013 Gastos de personal (a) 599.885 705.732 19.787 26.563 Participación de empleados y directivos en los resultados 136.409 71.583 7.756 5.495 Prestaciones post-empleo y otros beneficios sociales 105.958 83.914 5.534 5.523 Materiales 157.258 79.682 58 67

Servicios exteriores (b) 424.688 439.003 8.372 4.281 Compras de energía eléctrica (c) 3.497.982 2.274.710 - - Amortizaciones y pérdidas por deterioro 384.524 387.125 254 201 Regalías por la explotación de recursos hídricos 69.624 62.853 - -

Provisiones (reversión) de explotación (d) 46.823 113.298 (5.216) 30.957 Cargos por el uso de la red de transmisión 334.226 254.092 - - Costes de construcción de infraestructuras (e) 361.241 465.405 - -

Otros gastos de explotación, netos (f) 214.947 177.098 11.777 17.517

6.333.565 5.114.495 48.322 90.604


2º TRI 2014 2º TRI 2013 2º TRI 2014 2º TRI 2013 Gastos de personal (a) 305.104 262.802 7.369 8.931

Participación de empleados y directivos en los resultados 78.602 15.582 2.907 923 Prestaciones post-empleo y otros beneficios sociales 52.979 41.957 2.767 2.761 Materiales 104.695 23.740 31 37 Servicios exteriores (b) 219.280 249.302 6.132 3.097

Compras de energía eléctrica (c) 1.869.266 1.301.923 - - Amortizaciones y pérdidas por deterioro 202.491 184.140 131 107 Regalías por la explotación de recursos hídricos 28.489 28.812 - - Provisiones (reversión) de explotación (d) 42.040 71.060 5.769 15.828

Cargos por el uso de la red de transmisión 164.684 127.867 - - Costes de construcción de infraestructuras (e) 212.171 261.057 - -

Otros gastos de explotación, netos (f) 104.768 90.245 4.025 9.142

3.384.569 2.658.487 29.131 40.826

a) Gastos de personal


A 30.06.2014 A 30.06.2013 A 30.06.2014 A 30.06.2013 Sueldos, salarios y cargas sociales 530.776 518.208 23.203 22.881 Aportaciones a fondos de pensiones: plan de aportación definida 37.054 35.613 2.352 2.329

Beneficios asistenciales 66.160 64.609 1.618 2.178

633.990 618.430 27.173 27.388

Provisión (reversión) para planes de bajas voluntarias incentivadas (363) 108.641 (21) 3.313

(-) Gastos de personal trasladados a las obras en curso (33.742) (21.339) (7.365) (4.138)

(34.105) 87.302 (7.386) (825)

599.885 705.732 19.787 26.563


2º TRI 2014 2º TRI 2013 2º TRI 2014 2º TRI 2013 Sueldos, salarios y cargas sociales 269.986 265.375 6.948 11.307 Aportaciones a fondos de pensiones: plan de aportación definida 19.508 19.097 1.160 1.443

Beneficios asistenciales 32.522 30.755 728 842

322.016 315.227 8.836 13.592

Provisión (reversión) para planes de bajas voluntarias incentivadas (431) (45.486) (21) (2.794)

(-) Gastos de personal trasladados a las obras en curso (16.481) (6.939) (1.446) (1.867)

(16.912) (52.425) (1.467) (4.661)

305.104 262.802 7.369 8.931



57

CEM

IG H

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S.A

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CEM

IG

b) Servicios exteriores


A 30.06.2014 A 30.06.2013 A 30.06.2014 A 30.06.2013 Agentes recaudadores / Lectura de contadores / Entrega de facturas 88.825 89.149 - - Servicios de comunicación 28.733 37.041 373 306 Mantenimiento y conservación de instalaciones y equipos eléctricos 110.105 104.951 35 104 Conservación y limpieza de oficinas 41.440 39.170 60 38 Gastos derivados de la implementación del Manual para el Control del

Patrimonio (“MCPSE”) - 24.896 - -

Mano de obra subcontratada 4.026 10.086 - - Fletes y pasajes 5.186 2.887 1.266 663 Viáticos: hospedaje y alimentación 8.129 5.824 278 195 Vigilancia y seguridad privada 11.917 8.878 - - Servicios de consultoría 6.378 4.991 1.255 1.071 Mantenimiento y conservación de mobiliario y enseres 17.633 7.468 126 6 Mantenimiento y conservación de vehículos 6.145 4.627 27 13 Corte y reconexión del suministro eléctrico 7.137 10.825 - - Medio ambiente 12.151 12.033 - - Servicios de abogados 15.102 12.702 3.851 825 Costas legales 1.170 1.685 35 73 Poda de árboles 9.857 10.776 - - Desbroce y control de la vegetación en derechos de vía 12.587 15.363 - - Reprografía y publicaciones legales 3.133 3.941 190 169 Inspección de puntos de suministro eléctrico 2.197 2.032 - - Impresión de facturas fiscales y facturas de electricidad 2.673 3.340 - - Mantenimiento de aeronaves 240 601 - -

Otros 29.924 25.737 876 818

424.688 439.003 8.372 4.281


2º TRI 2014 2º TRI 2013 2º TRI 2014 2º TRI 2013 Agentes recaudadores / Lectura de contadores / Entrega de facturas 43.913 46.442 - - Servicios de comunicación 14.355 19.891 197 188 Mantenimiento y conservación de instalaciones y equipos eléctricos 54.497 54.100 15 26 Conservación y limpieza de oficinas 20.647 19.791 27 19 Gastos derivados de la implementación del Manual para el Control del

Patrimonio (“MCPSE”) - 24.896 - -

Mano de obra subcontratada 1.526 5.745 - - Fletes y pasajes 3.204 2.115 766 487 Viáticos: hospedaje y alimentación 4.465 4.347 210 148 Vigilancia y seguridad privada 6.923 5.231 - - Servicios de consultoría (recuperación de gastos) (535) 3.418 824 794 Mantenimiento y conservación de mobiliario y enseres 14.557 4.106 125 - Mantenimiento y conservación de vehículos 3.392 2.390 7 4 Corte y reconexión del suministro eléctrico 4.528 3.787 - - Medio ambiente 6.259 6.887 - - Servicios de abogados 8.303 8.083 3.287 590 Costas legales 631 894 25 38 Poda de árboles 5.924 6.431 - - Desbroce y control de la vegetación en derechos de vía 6.126 8.749 - - Reprografía y publicaciones legales 2.076 3.939 172 86 Inspección de puntos de suministro eléctrico 1.151 2.032 - - Impresión de facturas fiscales y facturas de electricidad 1.312 3.340 - - Mantenimiento de aeronaves 88 601 - -

Otros 15.938 12.087 477 717

219.280 249.302 6.132 3.097



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CEM

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MIG

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CEM

IG

c) Compras de energía eléctrica Consolidado

A 30.06.2014 A 30.06.2013

Energía eléctrica producida por Itaipú Binacional 402.654 477.732 Contratos por cuotas de energía asegurada 110.208 110.444 Cuotas de las plantas nucleares de Angra I y Angra II 88.814 75.039 Compras de energía eléctrica en el mercado spot 896.730 54.650 Programa de Incentivo a las Fuentes Alternativas de Energía (PROINFA) 131.608 127.418 Contratos bilaterales 175.776 153.435 Compras de energía eléctrica por medio de subastas en el mercado regulado 1.216.615 962.842 Compras de energía eléctrica en el mercado liberalizado 798.202 517.190

Créditos por concepto de los impuestos PIS-PASEP y COFINS (322.625) (204.040)

3.497.982 2.274.710

Consolidado

2º TRI 2014 2º TRI 2013 Energía eléctrica producida por Itaipú Binacional 198.014 246.738 Contratos por cuotas de energía asegurada 55.984 110.444 Cuotas de las plantas nucleares de Angra I y Angra II 44.407 75.039 Compras de energía eléctrica en el mercado spot 521.718 36.675 Programa de Incentivo a las Fuentes Alternativas de Energía (PROINFA) 65.804 63.709 Contratos bilaterales 95.707 87.315 Compras de energía eléctrica por medio de subastas en el mercado regulado 637.694 537.127 Compras de energía eléctrica en el mercado liberalizado 423.331 279.167

Créditos por concepto de los impuestos PIS-PASEP y COFINS (173.393) (134.291)

1.869.266 1.301.923

d) Provisiones (reversión) de explotación


A 30.06.2014 A 30.06.2013 A 30.06.2014 A 30.06.2013 Provisiones para insolvencias y deudas de dudoso cobro 48.525 34.501 - - Provisiones (reversión) por contingencias

Laborales 11.127 74.354 3.624 33.317 Civiles 957 9.007 (6.928) 13.272 Fiscales 8.516 1.017 954 (661) Medioambientales (806) (11) 21 (473) Regulatorias (21.990) 12.397 (2.947) (4.634)

Otras 494 (17.967) 60 (9.864)

(1.702) 78.797 (5.216) 30.957

46.823 113.298 (5.216) 30.957


2º TRI 2014 2º TRI 2013 2º TRI 2014 2º TRI 2013 Provisiones para insolvencias y deudas de dudoso cobro 21.217 13.879 - - Provisiones por contingencias

Laborales 20.143 34.382 9.842 15.056 Civiles (2.720) 14.263 (6.242) 12.846 Fiscales 996 1.606 370 143 Medioambientales 13 371 11 257 Regulatorias 2.133 15.312 1.757 (2.995)

Otras 258 (8.753) 31 (9.479)

20.823 57.181 5.769 15.828

42.040 71.060 5.769 15.828



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IG H

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S.A

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IG

e) Costes de construcción de infraestructuras

Consolidado

A 30.06.2014 A 30.06.2013

Personal y directivos 24.667 17.103 Materiales 152.761 194.086 Servicios exteriores 155.831 221.584

Otros 27.982 32.632

361.241 465.405

Consolidado

2º TRI 2014 2º TRI 2013 Personal y directivos 14.107 3.698 Materiales 102.588 104.436

Servicios exteriores 83.816 129.092

Otros 11.660 23.831

212.171 261.057

f) Otros gastos de explotación, netos


A 30.06.2014 A 30.06.2013 A 30.06.2014 A 30.06.2013

Alquileres y arriendos 53.607 49.995 131 466 Propaganda y publicidad 8.545 1.929 1.216 15 Consumo propio de energía eléctrica 7.855 6.980 - - Subvenciones y donaciones 11.337 9.426 - 20

Tasa de fiscalización de los servicios de energía eléctrica (ANEEL) 17.470 20.469 - - Concesiones a título oneroso 11.647 11.476 - - Impuestos y tasas (IPTU, IPVA y otros) 55.773 35.136 166 164 Seguros 4.607 4.126 1.519 1.350

Anualidades a la CCEE 3.527 4.094 1 1 Pérdidas netas procedentes del desmantelamiento y enajenación de activos

32.596 5.524 32 -

Forluz: gastos generales de administración 11.122 11.165 546 548

Otros gastos (recuperación de gastos) (3.139) 16.778 8.166 14.953

214.947 177.098 11.777 17.517


2º TRI 2014 2º TRI 2013 2º TRI 2014 2º TRI 2013 Alquileres y arriendos 26.235 25.321 (53) 299

Propaganda y publicidad 6.975 1.479 364 - Consumo propio de energía eléctrica 3.932 3.081 - - Subvenciones y donaciones 8.354 7.382 - 12 Tasa de fiscalización de los servicios de energía eléctrica (ANEEL) 7.842 9.985 - -

Concesiones a título oneroso 6.390 6.578 - - Impuestos y tasas (IPTU, IPVA y otros) 28.845 18.434 78 88 Seguros 2.173 2.261 810 686 Anualidades a la CCEE 1.783 2.048 - - Pérdidas netas procedentes del desmantelamiento y enajenación de activos

5.190 4.168 - -

Forluz: gastos generales de administración 5.552 5.569 272 273

Otros gastos (recuperación de gastos) 1.497 3.939 2.554 7.784

104.768 90.245 4.025 9.142

Arrendamiento operativo La Compañía tiene contratos de arrendamiento operativo que se refieren principalmente a los vehículos y los edificios utilizados en sus actividades operativas, y no son relevantes en relación con los costes totales de la Compañía.



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CEM

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24. INGRESOS Y GASTOS FINANCIEROS


A 30.06.2014 A 30.06.2013 A 30.06.2014 A 30.06.2013

INGRESOS FINANCIEROS

Ingresos procedentes de inversiones financieras 157.585 105.326 28.175 28.487

Recargos por mora sobre facturas de energía eléctrica 86.815 87.602 - -

Diferencias de cambio 17.230 8.168 - -

Ajustes por inflación 12.172 500 -

Ajustes por inflación: depósitos judiciales (nota 9) 10 6.681 10 530

Ganancias procedentes de instrumentos financieros - 1.005 - -

Impuestos PIS-PASEP y COFINS sobre los ingresos financieros - (3.348) - -

Actualización monetaria: contrato CRC (Gobierno del Estado de Minas Gerais) - 43.547 - 43.547

Descuento a valor actual 992 983 - -

Otros ingresos financieros 17.542 32.875 3.324 3.881

292.346 282.839 32.009 76.445

GASTOS FINANCIEROS

Cargas financieras sobre préstamos y financiaciones (371.882) (335.289) - (21.460)

Diferencias de cambio (5.262) (10.824) (8) (4)

Ajustes por inflación: préstamos y financiaciones (184.836) (123.801) - -

Ajustes por inflación: concesiones a título oneroso (11.553) (7.848) - -

Cargas financieras y ajustes por inflación: prestaciones post-empleo (Forluz) (57.991) (53.843) (2.853) (2.649)

Otros gastos financieros (35.942) (66.356) (392) (301)

(667.466) (597.961) (3.253) (24.414)

RESULTADO FINANCIERO, NETO (375.120) (315.122) 28.756 52.031



INGRESOS FINANCIEROS

Ingresos procedentes de inversiones financieras 85.525 70.739 17.026 21.032

Recargos por mora sobre facturas de energía eléctrica 42.636 49.505 - - Diferencias de cambio 12.530 (1.844) - - Ajustes por inflación 12.172 - 123 (113)

Ajustes por inflación: depósitos judiciales (nota 9) (8.045) 3.842 - 248

Ganancias procedentes de instrumentos financieros - 1.115 - - Impuestos PIS-PASEP y COFINS sobre los ingresos financieros - (3.348) - - Actualización monetaria: contrato CRC (Gobierno del Estado de Minas Gerais) - - - -

Descuento a valor actual (3.985) 2.413 - -

Actualización neta del activo financiero asociado a las concesiones (112.593)

Otros ingresos financieros 11.183 22.028 1.690 2.140

39.423 144.450 18.839 23.307

GASTOS FINANCIEROS

Cargas financieras sobre préstamos y financiaciones (201.145) (159.024) - (109)

Diferencias de cambio (1.728) (9.728) - -

Ajustes por inflación: préstamos y financiaciones (68.615) (58.487) - -

Ajustes por inflación: concesiones a título oneroso 244 (4.074) - -

Cargas financieras y ajustes por inflación: prestaciones post-empleo (Forluz) (28.607) (23.435) (1.407) (1.153)

Otros gastos financieros (17.153) (41.288) (31) (10)

(317.004) (296.036) (1.438) (1.272)

RESULTADO FINANCIERO, NETO (277.581) (151.586) 17.401 (22.035)

Todas las variaciones significativas en las cuentas de resultados se explican en la sección “Análisis de los resultados consolidados del periodo” de este informe financiero trimestral.



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CEM

IG H

old

ing

S.A

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CEM

IG

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

ACTIVO PASIVO INGRESOS GASTOS

A 30.06.2014 A 31.12.2013 A 30.06.2014 A 31.12.2013 A 30.06.2014 A 30.06.2013 A 30.06.2014 A 30.06.2013 SAAG Investimentos, S.A. Adquisición de participación 610.269 - - - - - - - Light, S.A. Corriente Transacciones de energía eléctrica (1) 185 530 2.410 1.139 5.395 34.203 (2.249) (1.748) Intereses sobre capital propio y dividendos 103.430 - - - - - - - Companhia de Transmissão Centroeste de Minas

Corriente Transacciones de energía eléctrica (1) - - 28 50 - - (204) - Intereses sobre capital propio y dividendos 930 930 - - - - - - Empresa Regional de Transmissão de Energia, S.A. (ERTE)

Corriente Intereses sobre capital propio y dividendos 5.946 5.946 59 - - - (279) - Empresa Amazonense de Transmissão de Energia, S.A. (EATE)

Corriente Transacciones de energía eléctrica (1) - - 599 634 - - (2.650) - Companhia Transleste de Transmissão Corriente Intereses sobre capital propio y dividendos 3.093 - - 93 - - - - Transacciones de energía eléctrica (1) - - - - - - - - Epícares Empreendimentos e Participações, Ltda.

Corriente Intereses sobre capital propio y dividendos 8.983 - - - - - - - Transmissora Aliança de Energia Elétrica, S.A. (Taesa)

Corriente Transacciones de energía eléctrica (1) - - 3.082 3.253 - - (14.316) (324) Intereses sobre capital propio y dividendos - - - - - - - - Baguari Energia, S.A. Corriente Transacciones de energía eléctrica (1) - - 463 331 - - (2.929) - Intereses sobre capital propio y dividendos 5.876 5.968 - - - - - - Lightger, S.A. Corriente Transacciones de energía eléctrica (1) - - - - - - (5.855) - Intereses sobre capital propio y dividendos 219 - - - - - - Hidroelétrica Pipoca, S.A. Corriente Intereses sobre capital propio y dividendos - 1.999 - - - - - - Axxiom Soluções Tecnológicas, S.A. Corriente Intereses sobre capital propio y dividendos - 225 - - - - - - Gobierno del Estado de Minas Gerais Corriente Consumidores y revendedores (2) 16.138 20.695 - - 50.034 43.331 - - Financiaciones: BDMG - - 1.008 1.016 - - (305) (345) No corriente Financiaciones: BDMG - - 9.277 7.365 - - - - Obligaciones (3) - - 62.953 59.352 - - (3.601) (3.200) FORLUZ Corriente Prestaciones post-empleo y otros beneficios sociales (4)

- - 61.667 57.437 - - (57.991) (53.843)

Gastos de personal (5) - - - - - - (37.054) (18.661) Gastos de administración (6) - - - - - - (11.121) (11.164) Arrendamiento operativo (7) - - 2.868 1.404 - - (8.543) (8.316) No corriente Prestaciones post-empleo y otros beneficios sociales (4)

- - 751.160 750.302 - - - -

Cemig Saúde Corriente Plan de atención médica y dental (8) - - 72.056 67.775 - - (67.618) (45.735) No corriente Plan de atención médica y dental (8) - - 1.001.212 972.622 - - - -



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Las principales condiciones relacionadas con las transacciones con partes vinculadas son las siguientes: (1) Las operaciones de compra y venta de electricidad entre distribuidores y generadores se llevaron a cabo en el ámbito de

subastas públicas organizadas por el Gobierno de Brasil. Las operaciones de transporte de electricidad en alta tensión realizadas por las transportistas provienen de la operación centralizada del Sistema Interconectado Nacional (“SIN”) a cargo del ente operador del sistema eléctrico brasileño (“ONS”). Las operaciones se realizan bajo las mismas condiciones referentes a las transacciones con partes independientes.

(2) Se refiere a las ventas de energía eléctrica al Gobierno del Estado de Minas Gerais. Las operaciones se realizan bajo las mismas condiciones de las transacciones con partes independientes, considerando que el precio de la energía es establecido por el regulador ANEEL por medio de resolución que fija anualmente la tarifa eléctrica de la Compañía.

(3) Emisión de obligaciones simples no convertibles en acciones por importe de R$120.000, que se actualiza de acuerdo con el índice IGP-M. La emisión ha tenido por finalidad obtener fondos para la conclusión de las obras de la central hidroeléctrica de Irapé. La amortización de las obligaciones será a 25 años contados desde la fecha de emisión. Los contratos fueron descontados a valor actual, de acuerdo con el Pronunciamiento Técnico CPC 12.

(4) Los contratos de la entidad gestora de fondos de pensiones Forluz se actualizan anualmente de acuerdo con la variación del índice IPCA-IBGE. Las obligaciones se amortizarán hasta el año 2024.

(5) Aportaciones a cargo de la Compañía al fondo de pensiones (plan mixto de prestaciones). Las aportaciones se calculan sobre las retribuciones mensuales a los partícipes, de conformidad con el reglamento del fondo.

(6) Recursos destinados a cubrir los gastos anuales de administración del fondo de pensiones, de conformidad con la legislación aplicable. Los importes se estiman de acuerdo con un porcentaje sobre la nómina de pagos de la Compañía.

(7) Alquiler del edificio sede de la Compañía. (8) Aportaciones de la Compañía al plan de atención médica y dental de los empleados.

Para más información sobre los principales saldos y transacciones con partes vinculadas, véanse las notas 6, 15, 17, 19, 22 y 23 anteriores. Aumento de participación en inversión La sociedad Andrade Gutierrez Participações, S.A. efectuó la transferencia de su participación del 49% en el capital social con derecho a voto de la sociedad SAAG Investimentos, S.A. a un fondo de inversión en el que la filial Cemig GT participa como inversor. Para más información, véase la nota 12 anterior. Garantías otorgadas por la Compañía a préstamos, financiaciones y obligaciones Cemig actúa como garante de préstamos, financiaciones y obligaciones de las siguientes partes vinculadas:

Parte vinculada Naturaleza de la

vinculación Tipo Objeto A 30.06.2014 Vencimiento

Light, S.A./Norte Energia, S.A. Negocio conjunto Contragarantía Financiación 683.615 2042

Norte Energia, S.A. Asociada Fianza Financiación 972.262 2042

Santo Antônio Energia, S.A. Negocio conjunto Aval Financiación 978.445 2034

Santo Antônio Energia, S.A. Negocio conjunto Fianza Obligaciones 303.120 2037

Companhia de Transmissão Centroeste de Minas Negocio conjunto Fianza Financiación 10.893 2023

2.948.335

A 30 de junio de 2014, la Dirección de la Compañía considera que no es necesario reconocer provisiones en esta información financiera intermedia para hacer frente a las obligaciones derivadas de estas garantías. Retribuciones al personal clave En la tabla siguiente se detallan las retribuciones percibidas a 30 de junio de 2014 y 2013 por el personal clave de la dirección de la Compañía, entendiéndose como tal los miembros del Consejo de Administración y de la Junta Directiva:



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A 30.06.2014 A 30.06.2013 Remuneración 4.533 4.194 Participación en resultados 1.288 1.911 Prestaciones post-empleo y otros beneficios sociales 476 432

Beneficios asistenciales 78 56

Total 6.375 6.593

26. INSTRUMENTOS FINANCIEROS Y GESTIÓN DEL RIESGO Cemig y las sociedades del Grupo utilizan instrumentos financieros únicamente para la cobertura de la exposición a la variación de las siguientes partidas: “Efectivo y otros activos líquidos equivalentes”, “Instrumentos financieros de renta fija”, “Cuentas a cobrar: consumidores y revendedores”, “Concesionarios: transporte de energía eléctrica”, “Transferencias de recursos provenientes de la Cuenta de Desarrollo Energético (CDE)”, “Activo financiero: concesiones”, “Fondos vinculados”, “Depósitos judiciales”, “Préstamos y financiaciones”, “Deuda pactada con la entidad gestora de fondos de pensiones Forluz”, “Pagos por concesiones”, “Proveedores” y “Prestaciones post-empleo y otros beneficios sociales”. Las ganancias obtenidas o las pérdidas incurridas en dichas operaciones se reconocen íntegramente en función del criterio del devengo, es decir, cuando se produce la corriente real de bienes y servicios que los mismos representan, con independencia del momento en que se produzca la corriente monetaria o financiera derivada de ellos. Los instrumentos financieros se reconocen inicialmente por su valor razonable y se clasifican conforme a lo siguiente:

Préstamos y cuentas a cobrar: se clasifican dentro de esta categoría los equivalentes al efectivo, los deudores comerciales (consumidores y revendedores, concesionarios de transporte de energía eléctrica), los fondos vinculados, los depósitos judiciales, el activo financiero asociado a las concesiones que no está comprendido en la Ley Nº 12.783/2013 (antiguo Decreto Provisional Nº 579) y las transferencias de recursos provenientes de la Cuenta de Desarrollo Energético (CDE). Se reconocen por su valor neto realizable y similar a su valor razonable.

Activos financieros registrados a valor razonable con cambios en resultados: se clasifican dentro de esta categoría los instrumentos financieros de renta fija. Se valoran a valor razonable, imputándose a la cuenta de resultados las ganancias o pérdidas resultantes de los cambios que se produzcan en su valor razonable.

Inversiones financieras mantenidas hasta el vencimiento: se clasifican dentro de esta categoría los instrumentos financieros de renta fija. Son activos financieros con cobros fijos o determinables y vencimientos fijos sobre los que se tiene la intención y capacidad de mantenerlos hasta el vencimiento. Se valoran a coste amortizado utilizando el método del tipo de interés efectivo.

Activos financieros disponibles para la venta: se clasifican dentro de esta categoría el activo financiero asociado a las concesiones que está comprendido en la Ley Nº

12.783/2013 (antiguo Decreto Provisional Nº 579). Se valoran a valor nuevo de reemplazo (VNR), equivalente a su valor razonable a la fecha de cierre del balance.



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Pasivos financieros no derivados: se clasifican dentro de esta categoría los préstamos, financiaciones y valores negociables (obligaciones), los pagos por concesiones, la deuda pactada con la entidad gestora de fondos de pensiones Forluz, las prestaciones post-empleo y otros beneficios sociales y las deudas con proveedores. Se valoran a coste amortizado utilizando el método del tipo de interés efectivo. La Compañía efectuó el cálculo del valor razonable de los préstamos, financiaciones y obligaciones aplicando el tipo CDI + 0,90% con base en la última captación de fondos. En relación con los préstamos, financiaciones y obligaciones con tipos anuales entre IPCA + 4,70% e IPCA + 7,96%, CDI + 0,69% y CDI + 0,90%, IGP-M + 4,70% e IGP-M + 5,10%, y tipo prefijado entre el 8,50% y el 10,07%, la Compañía consideró que el valor razonable es equivalente al valor en libros. Para las financiaciones concedidas por el Banco de Desarrollo de Brasil (“BNDES”) y por el holding eléctrico federal Eletrobras, el valor razonable es equivalente al valor en libros, ya que no existen instrumentos similares con plazos de vencimiento y tipos de interés comparables.

Instrumentos financieros: clasificación A 30.06.2014 A 31.12.2013

Valor en libros Valor razonable Valor en libros Valor razonable

Activos financieros Préstamos y cuentas a cobrar Equivalentes al efectivo: caja y bancos 74.121 74.121 74.713 74.713 Equivalentes al efectivo: inversiones financieras 1.914.656 1.914.656 2.127.114 2.127.114 Deudores comerciales: consumidores y revendedores 2.578.703 2.578.703 2.092.038 2.092.038 Deudores comerciales: concesionarios de transporte de energía eléctrica 245.853 245.853 248.808 248.808 Activo financiero asociado las concesiones 279.642 279.642 245.547 245.547 Reembolso de subsidios a la tarifa eléctrica y transferencias de recursos provenientes de la Cuenta de Desarrollo Energético (CDE)

558.187 558.187 174.613 174.613

Depósitos judiciales 1.227.127 1.227.127 1.180.274 1.180.274

Fondos vinculados 677 677 1.877 1.877

6.878.966 6.878.966 6.144.984 6.144.984 Activos financieros disponibles para la venta Activo financiero asociado las concesiones 6.032.583 6.032.583 5.597.390 5.597.390 Inversiones financieras mantenidas hasta el vencimiento Instrumentos financieros de renta fija 307.560 306.519 385.582 384.755 Activos financieros valorados a valor razonable con cambios en

resultados

Activos financieros mantenidos para negociar Instrumentos financieros de renta fija 971.847 971.847 637.712 637.712 Pasivos financieros Pasivos financieros valorados a coste amortizado Deudas con proveedores 1.448.915 1.448.915 1.066.358 1.066.358 Préstamos, financiaciones y valores negociables (obligaciones) 11.553.829 11.611.680 9.457.364 9.620.195 Pagos por concesiones 175.896 248.644 172.395 267.000

Deuda con la entidad gestora de fondos de pensiones (Forluz) 812.829 812.829 807.739 807.739

13.991.469 14.122.068 11.503.856 11.761.292

a) Política de gestión del riesgo financiero Las actividades propias de Cemig conllevan diversos tipos de riesgos financieros. La Compañía dispone de una organización y unos sistemas que le permiten identificar, medir y controlar los riesgos a los que está expuesta, en consonancia con las normas de buen gobierno corporativo. La política de gestión del riesgo financiero tiene por objeto establecer los principios y directrices para asegurar que los riesgos relevantes que pudieran afectar a los objetivos y actividades de la Compañía sean identificados, analizados, evaluados, gestionados y controlados, y que estos procesos se realicen de forma sistemática y según criterios uniformes.



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El Comité de Gestión del Riesgo Financiero es el órgano encargado de gestionar los riesgos, asegurando su coherencia con la estrategia de la Compañía y definiendo las actuaciones sobre los mismos. El Comité de Gestión del Riesgo Financiero tiene encomendada la función de establecer directrices para la gestión de los riesgos financieros que pueden tener efectos adversos sobre la liquidez y la rentabilidad de las operaciones de la Compañía, recomendando la contratación de instrumentos de cobertura que permitan mitigar los riesgos derivados de la inflación, variaciones en los tipos de cambio y tipos de interés. La directriz básica consiste en hacer predecible el flujo de caja en un horizonte máximo de doce meses, con base en los distintos escenarios financieros proyectados por un consultor externo. Los principales riesgos financieros a que está expuesta la Compañía son los que se describen a continuación. Riesgo de tipo de cambio Dado que la moneda funcional de Cemig y las sociedades del Grupo es el real brasileño, las oscilaciones en las paridades de las divisas en las que están instrumentadas las deudas frente a la moneda funcional pueden impactar negativamente en el nivel de endeudamiento, los resultados y los flujos de efectivo. La divisa que genera la mayor exposición es el dólar estadounidense. Con el objetivo de mitigar el riesgo de tipo de cambio, a 30 de junio de 2013 la Compañía tenía contratadas operaciones de cobertura que se detallan en el apartado b) siguiente. La exposición neta al riesgo de tipo de cambio es como sigue:

Exposición al tipo de cambio

A 30.06.2014 A 31.12.2013

En moneda extranjera

En reales brasileños

En moneda extranjera

En reales brasileños

Dólar EE.UU.

Préstamos y financiaciones (nota 17) 10.465 23.050 16.975 39.765

Proveedores (Itaipú Binacional) 60.092 132.880 76.982 179.924

70.557 155.930 93.957 219.689 Euro


Pasivo expuesto al riesgo de tipo de cambio 170.735 226.073

Sensibilidad a la variación de los tipos de cambio La Compañía, basada en sus asesores financieros, realiza un seguimiento de la exposición al riesgo de tipo de cambio en términos de sensibilidades y estima que, en un escenario probable, el dólar estadounidense cotizará a 2,50 reales a 30 de junio de 2015, lo que supone una apreciación del 13,51%, mientras que el euro cotizará a 3,125 reales a dicha fecha, apreciándose un 3,65%. Paralelamente, la Compañía ha realizado un análisis de sensibilidad de los efectos de una depreciación cambiaria del real del 25% y del 50% en relación con el escenario probable, como sigue:



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Exposición al riesgo de tipo de cambio Escenario base a 30.06.2014

Escenario probable

Escenario I (depreciación

cambiaria del 25%)

Escenario II (depreciación

cambiaria del 50%) Dólar EE.UU.


Proveedores (Itaipú Binacional) 132.880 150.829 188.536 226.244

155.930 176.992 221.240 265.489

Euro


Pasivo expuesto al riesgo de tipo de cambio 170.735 192.337 240.422 288.507

Efecto neto de la variación del tipo de cambio 21.602 69.687 117.772

Riesgo de tipo de interés Cemig y las sociedades del Grupo están expuestas a riesgos de transacción derivados de las variaciones en los tipos de interés internacionales, con impacto en las partidas de deuda denominadas en moneda extranjera que soportan un tipo de interés flotante (generalmente el Libor), cuyo importe asciende a R$40.510 a 30 de junio de 2014 (frente a R$50.511a 31 de diciembre de 2013). En relación con los riesgos de transacción derivados de las variaciones en los tipos de interés nacionales, la exposición se produce debido a los pasivos netos referenciados principalmente a los tipos Selic y CDI, como se muestra a continuación:

Exposición al tipo de interés nacional Consolidado

A 30.06.2014 A 31.12.2013 Activos

Equivalentes al efectivo: inversiones financieras (nota 4) 1.914.656 2.127.114

Instrumentos financieros de renta fija (nota 5) 1.279.407 1.023.294

Fondos vinculados 677 1.877

3.194.740 3.152.285 Pasivos Préstamos, financiaciones y valores negociables (obligaciones) (CDI) (nota 17) (6.932.394) (3.944.258)

Préstamos, financiaciones y valores negociables (obligaciones) (TJLP) (nota 17) (135.241) (141.741)

(7.067.635) (4.085.999)

Activo (pasivo) expuesto al riesgo de tipo de interés (3.872.895) (933.714)

Sensibilidad a la variación de los tipos de interés La Compañía realiza un seguimiento de la exposición al riesgo de tipo de interés en términos de sensibilidades y estima que, en un escenario probable, los tipos Selic y TJLP se situarán a 30 de junio de 2015 en un 12,00% y 5,00%, respectivamente. Paralelamente, la Compañía ha realizado un análisis de sensibilidad de los efectos del alza de los tipos de interés en un 25% y en un 50% en relación con el escenario probable. El tipo CDI [certificados de depósito interbancario] sigue la variación del tipo Selic.



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Exposición al riesgo de tipo de interés nacional

A 30.06.2014 A 30 de junio de 2015

Valor en libros Escenario probable

Selic 12,00% TJLP 5,00%

Escenario I Selic 15,00% TJLP 6,25%

Escenario II Selic 18,00% TJLP 7,50%

Activos

Equivalentes al efectivo: inversiones financieras (nota 4) 1.914.656 2.144.415 2.201.854 2.259.294

Instrumentos financieros de renta fija (nota 5) 1.279.407 1.432.936 1.471.318 1.509.700

Fondos vinculados 677 758 779 799

3.194.740 3.578.109 3.673.951 3.769.793

Pasivos Préstamos, financiaciones y valores negociables (obligaciones) (CDI) (nota 17)

(6.932.394) (7.764.281) (7.972.253) (8.180.225)

Préstamos, financiaciones y valores negociables (obligaciones) (TJLP) (nota 17)

(135.241) (142.003) (143.694) (145.384)

(7.067.635) (7.906.284) (8.115.947) (8.325.609)

Activo expuesto al riesgo de tipo de interés (3.872.895) (4.328.175) (4.441.996) (4.555.816)

Efecto neto de la variación del tipo de interés (455.280) (569.101) (682.921)

Riesgo de inflación A 30 de junio de 2014, el importe de los activos de la Compañía referenciados a los índices de inflación es superior al importe de los pasivos, como se muestra a continuación: Exposición a la inflación A 30.06.2014 A 31.12.2013

Activos Activo financiero asociado a las concesiones (IGP-M) (nota 11) 6.032.583 5.597.390

Pasivos Préstamos, financiaciones y valores negociables (obligaciones) (IPCA) (nota 17) (4.085.283) (4.500.896)

Préstamos, financiaciones y valores negociables (obligaciones) (IGP-M) (nota 17) (62.953) (483.524)

(4.148.236) (4.984.420)

Activo (pasivo) expuesto al riesgo de inflación 1.884.347 612.970

Sensibilidad a la variación de la inflación

La Compañía realiza un seguimiento de la exposición al riesgo de inflación en términos de sensibilidades y estima que, en un escenario probable, los índices de precios IPCA e IGP-M se situarán a 30 de junio de 2015 en un 5,97% y 3,26%, respectivamente. Paralelamente, la Compañía ha realizado un análisis de sensibilidad de los efectos del alza de la inflación en un 25% y en un 50% en relación con el escenario probable, como sigue:

Exposición al riesgo de inflación

A 30.06.2014 A 30 de junio de 2015

Valor en libros Escenario probable

IPCA 5,97% IGP-M 3,26%

Escenario I IPCA 7,46%

IGP-M 4,08%

Escenario II IPCA 8,96%

IGP-M 4,89% Activos Activo financiero asociado a las concesiones (IGP-M) (nota 11) 6.032.583 6.229.245 6.278.712 6.327.576

Pasivos Préstamos, financiaciones y valores negociables (obligaciones) (IPCA) (nota 17)

(4.085.283) (4.329.174) (4.390.045) (4.451.324)

Préstamos, financiaciones y valores negociables (obligaciones) (IGP-M) (nota 17)

(62.953) (65.005) (65.521) (66.031)

(4.148.236) (4.394.179) (4.455.566) (4.517.355)

Activo expuesto al riesgo de inflación 1.884.347 1.835.066 1.823.146 1.810.221

Efecto neto de la variación de la inflación (49.281) (61.201) (74.126)



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Riesgo de liquidez La Compañía presenta un flujo de efectivo suficiente para cubrir sus necesidades de liquidez relacionadas con sus actividades operativas. La gestión del riesgo de liquidez se lleva a cabo mediante la aplicación sistemática de un conjunto de metodologías, procedimientos e instrumentos coherentes con la complejidad del negocio, permitiendo el control adecuado del riesgo financiero. La Compañía gestiona el riesgo de liquidez realizando el seguimiento del flujo de efectivo de manera sistemática. Este proceso se lleva a cabo al nivel de las distintas sociedades del Grupo desde una perspectiva presupuestaria, con la proyección de los saldos mensuales en un periodo de doce meces, y de liquidez diaria, con la proyección de los saldos diarios a 180 días. Las inversiones a corto plazo obedecen a principios estrictos que se establecen en la política de inversión financiera de la Compañía, con el manejo de los recursos en fondos de inversión exclusivos, sin riesgo de mercado. Los excedentes son invertidos directamente en certificados de depósito bancario (“CDB”) o en operaciones comprometidas referenciadas a la variación del tipo de interés CDI. La gestión de las inversiones financieras se realiza con base en un análisis riguroso de las condiciones de crédito bancario, valorando las entidades financieras según criterios de calificación crediticia, exposición a riesgos y patrimonio. La Compañía también persigue la rentabilidad invirtiendo en instrumentos a largo plazo, teniendo en cuenta siempre el requerimiento fundamental de control de la liquidez. La energía eléctrica vendida por la Compañía proviene fundamentalmente de plantas hidroeléctricas. Un periodo prolongado de escasez de lluvias tendría como efecto la reducción del volumen de agua de las presas, ocasionando pérdidas como consecuencia del aumento de los gastos con compras de energía, o bien la reducción de los ingresos debido a la implementación de un plan de racionamiento eléctrico. La ampliación de la generación térmica aumenta los costes de los distribuidores, lo que conduce a una mayor necesidad de dinero en efectivo y podría tener impacto en los incrementos tarifarios futuros. Los vencimientos de los pasivos financieros de la Compañía por préstamos, financiaciones y valores negociables (obligaciones), así como por la deuda pactada con la entidad gestora de fondos de pensiones Forluz, según el tipo de interés, fijo o variable (en su caso), incluyendo los intereses futuros de los vencimientos contractuales, se desglosan a continuación:



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Consolidado Hasta 1

mes De 1 a 3 meses

De 3 meses a 1 año

De 1 a 5 años

Más de 5 años

Total

Instrumentos financieros a tipo de interés: - Variable Préstamos, financiaciones y valores negociables (obligaciones)

18.039 630.808 4.546.346 6.495.641 4.646.047 16.336.881

Pagos por concesiones 1.778 5.481 13.985 63.059 151.545 235.848 Deuda con la entidad gestora de fondos de pensiones (Forluz)

17.908 27.010 74.433 507.054 785.207 1.411.612

37.725 663.299 4.634.764 7.065.754 5.582.799 17.984.341

- Fijo

Deudas con proveedores 1.443.812 - - - - 1.443.812

1.481.537 663.299 4.634.764 7.065.754 5.582.799 19.428.153

Sociedad Matriz Hasta 1

mes De 1 a 3 meses

De 3 meses a 1 año

De 1 a 5 años

Más de 5 años

Total

Instrumentos financieros a tipo de interés:

- Variable Deuda con la entidad gestora de fondos de pensiones (Forluz)

881 1.329 3.662 24.947 38.632 69.451

881 1.329 3.662 24.947 38.632 69.451

- Fijo

Deudas con proveedores 6.784 - - - - 6.784

7.665 1.329 3.662 24.947 38.632 76.235

A 30 de junio de 2014, la Compañía presenta exceso de pasivos corrientes sobre activos corrientes por importe de R$1.370.649 a nível consolidado. El exceso de pasivos corrientes sobre activos corrientes se debe principalmente a las nuevas financiaciones con vencimiento a corto plazo que se han contratado para llevar a cabo el programa de inversiones de la Compañía, así como a la mayor salida de efectivo en el negocio de distribución para hacer frente a los sobrecostes ocasionados por el aumento del precio medio de la energía eléctrica debido al mayor despacho de generación térmica. La Dirección de la Compañía realiza un seguimiento de su flujo de caja y, en consecuencia, evalúa las medidas que deben adoptarse con el fin de adecuar la situación financiera actual a los niveles considerados adecuados para satisfacer las necesidades de la Compañía, tales como la renegociación de deudas o la contratación de nuevas financiaciones en el mercado. Riesgo de crédito El riesgo de crédito se define como la posibilidad de que un tercero no cumpla con sus obligaciones contractuales, originando con ello pérdidas para la Compañía. Cemig y las sociedades del Grupo realizan un seguimiento pormenorizado del riesgo de crédito correspondiente a las cuentas a cobrar por su actividad comercial. El riesgo de crédito se mide y controla por cliente o tercero individual, y se considera muy limitado, dado el corto plazo de cobro a los clientes que no acumulan individualmente importes muy significativos antes de que pueda producirse la suspensión del suministro por impago. Entre los procedimientos adoptados para hacer frente a las insolvencias se incluyen negociaciones para la recuperación de los créditos en mora. Además, el riesgo de crédito es reducido debido al gran número de clientes.



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La dotación a la provisión para insolvencias de tráfico ascendió a R$597.065 a 30 de junio de 2014. La provisión dotada se considera razonable para cubrir el riesgo derivado de insolvencias probables de clientes con origen en operaciones de tráfico. En cuanto al riesgo proveniente de posibles situaciones de insolvencia de las entidades financieras en las que la Compañía y las sociedades del Grupo mantienen sus depósitos, en 2004 se aprobó una política de inversión financiera que establece criterios de selección de contrapartes. Cemig gestiona el riesgo de contraparte de entidades financieras sobre la base de una política interna aprobada por el Comité de Gestión del Riesgo Financiero de la Compañía. Con base en esta política, además del riesgo de crédito de las entidades financieras, la Compañía realiza el seguimiento, medición y valoración del riesgo de liquidez, el riesgo de mercado de la cartera de inversiones y el riesgo de tesorería.

Las inversiones financieras se destinan a instrumentos financieros de renta fija, siempre referenciados al tipo de interés CDI. La Compañía no realiza operaciones que llevan implícito un riesgo de volatilidad.

Como herramienta de gestión, Cemig distribuye sus inversiones entre la compra directa de valores (cartera propia) y fondos de inversión. Los fondos de inversión invierten exclusivamente en productos de renta fija. Las sociedades del Grupo son las únicas participantes de dichos fondos, que siguen la misma política adoptada para las inversiones en cartera propia. Los criterios mínimos de selección de contrapartes se centran en tres elementos:

1. Calificación otorgada por tres agencias de calificación de riesgo. 2. Patrimonio neto mínimo superior a los 400 millones de reales. 3. Índice de Basilea superior al 12%. Una vez atendidos estos criterios, los bancos se clasifican en tres grupos de acuerdo con el valor de su patrimonio. A partir de esta clasificación, se establecen límites de concentración de la cartera de valores por grupo y entidad:

Grupo Patrimonio neto Concentración de la cartera de valores

Límite por banco (% del PN) (1)

A1 Superior a los R$3,5 mil millones Mínima del 80% Entre el 6,0% y el 9,0%

A2 Entre R$1,0 mil millones y R$3,5 mil millones Máxima del 20% Entre el 5,0% y el 8,0% B Entre R$400 millones y R$1,0 mil millones Máxima del 20% Entre el 5,0% y el 7,0%

(1) El porcentaje de la cartera de valores que se destina a cada banco depende de una valoración individual según indicadores

tales como la liquidez y la calidad de la cartera crediticia.

Asimismo, la Compañía establece los siguientes límites a la dimensión de las carteras:

1. Ningún banco puede tener más de un 30% de la cartera del Grupo. 2. Ningún banco puede tener más de un 50% de la cartera de una sociedad del Grupo.



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Riesgo de aceleración de la deuda La filial Cemig GT tiene contratada una financiación que contiene cláusulas contractuales restrictivas, habituales en contratos de esta naturaleza, relacionadas con el cumplimiento de ciertos ratios financieros (covenants), cuyo cumplimiento es exigible al final de cada ejercicio social. Estas cláusulas tienen incluso impacto en otros préstamos debido a cláusulas de incumplimiento cruzado (cross default). El incumplimiento de cualquiera de estas cláusulas podría dar lugar a la aceleración de la deuda. b) Instrumentos financieros derivados Los instrumentos financieros derivados se contratan para cubrir la exposición al cambio y no se utilizan con fines especulativos. Los derivados de cobertura de tipo de cambio permiten el intercambio de deuda a tipo fijo en monedas distintas de la moneda funcional de la Compañía por deuda a tipo fijo en reales, cubriendo con los flujos de efectivo futuros los pagos de intereses y capital en moneda extranjera. El importe del principal de las operaciones con derivados no se registra en el balance de situación, una vez que se trata de operaciones que exigen tan sólo el registro a valor razonable de las ganancias obtenidas o las pérdidas incurridas. A 30 de junio de 2013, los resultados netos de estas operaciones generaron ganancias por importe de R$110, registrados en el resultado financiero. Las operaciones con derivados fueron canceladas durante el ejercicio 2013. Por tanto, a 30 de junio de 2014, la Compañía no mantiene operaciones de esta naturaleza. El Comité de Gestión del Riesgo Financiero es el órgano encargado de gestionar los riesgos, asegurando su coherencia con la estrategia de la Compañía y definiendo las actuaciones sobre los mismos. El Comité de Gestión del Riesgo Financiero tiene encomendada la función de establecer directrices para la gestión de los riesgos financieros que pueden tener efectos adversos sobre la liquidez y la rentabilidad de las operaciones de la Compañía, recomendando la contratación de instrumentos de cobertura que permitan mitigar los riesgos derivados de la inflación, variaciones en los tipos de cambio y tipos de interés.

c) Gestión del capital La Compañía realiza el seguimiento del riesgo de capital de acuerdo con el ratio de apalancamiento, que se calcula como la relación entre la financiación ajena y los fondos propios, como sigue:

A 30.06.2014 A 31.12.2013 Total Pasivo financiero 19.867.005 17.175.785

(-) Efectivo y equivalentes al efectivo (1.988.777) (2.201.827)

(-) Fondos vinculados (677) (1.877)

Deuda financiera neta 17.877.551 14.972.081

Total Patrimonio neto 12.868.243 12.638.357

Ratio de apalancamiento 1,39 1,18



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27. VALORACIÓN DE ACTIVOS Y PASIVOS FINANCIEROS A VALOR RAZONABLE Los activos y pasivos financieros de la Compañía se valoran inicialmente por su valor razonable. Valor razonable es el precio que podría ser recibido al vender un activo o el precio que podría ser pagado al liquidar un pasivo en una transacción habitual entre participantes del mercado en la fecha de valoración. Las valoraciones a valor razonable de los activos y pasivos financieros de la Compañía se clasifican utilizando una jerarquía de valor razonable que refleja la relevancia de las variables utilizadas para llevar a cabo dichas valoraciones. Esta jerarquía consta de tres niveles:

Nivel 1: Instrumentos financieros cuyo valor razonable se calcula tomando en consideración precios cotizados en mercados activos y líquidos para activos o pasivos idénticos.

Nivel 2: Instrumentos financieros cuyo valor razonable se ha estimado en base a precios cotizados en mercados organizados para instrumentos similares o mediante la utilización de otras técnicas de valoración en las que todos los inputs significativos están basados en datos de mercado observables directa o indirectamente.

Nivel 3: instrumentos financieros cuyo valor razonable se ha estimado mediante la utilización de técnicas de valoración en las que algún input significativo no está basado en datos de mercado observables.

El valor razonable de mercado de los instrumentos financieros no negociables en mercados organizados se establece empleando técnicas de valoración que incluyen el uso de transacciones libres recientes entre partes interesadas y debidamente informadas, referidas a otros instrumentos sustancialmente iguales, el análisis de flujos de efectivo descontados a los tipos de interés y de cambio de mercado vigentes a la fecha de cierre del balance y modelos de fijación de precios de opciones. El detalle del nivel al que pertenecen los instrumentos financieros contabilizados a valor razonable es el siguiente:

Saldo a

30 de junio de 2014

Valor razonable a 30 de junio de 2014

Nivel 1 Nivel 2 Nivel 3 Activos Instrumentos financieros de renta fija

Certificados de Depósito Bancario (CDB) 320.230 - 320.230 - Letras financieras (banca) 357.158 - 357.158 - Letras financieras del Tesoro 117.798 117.798 - - Obligaciones 157.212 - 157.212 -

Otros 19.449 - 19.449 -

971.847 117.798 854.049 - Fondos vinculados 677 - 677 -

Activo financiero asociado a las concesiones 6.032.583 - - 6.032.583

Total 7.005.107 117.798 854.726 6.032.583



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Metodología de cálculo del valor razonable

Activo financiero asociado a las concesiones: Este activo se valora a valor nuevo de reemplazo (VNR), equivalente a su valor razonable a la fecha de cierre del balance, de acuerdo con los criterios establecidos por la autoridad concedente con base en el valor de los activos en explotación pertenecientes a la concesión y que serán reversibles al final del periodo concesional. La Compañía ha registrado el activo financiero asociado a las concesiones por su valor razonable a partir del 31 de diciembre de 2012. El movimiento producido en este epígrafe durante el primer semestre de 2014 se describe en la nota 11 anterior.

Inversiones financieras: El valor razonable de los instrumentos financieros se determina con referencia a los precios cotizados en el mercado o de acuerdo con los modelos de valoración generalmente aceptados, utilizando los precios de transacciones observables del mercado para instrumentos similares. El valor razonable del instrumento se corresponde con su valor al vencimiento descontado a valor actual por la tasa de descuento obtenida en base a los implícitos determinados por la curva de tipos de interés en reales, según las condiciones del mercado.

28. INFORMACIÓN POR SEGMENTOS DE EXPLOTACIÓN Los segmentos de explotación en los que Cemig desarrolla sus actividades reflejan el marco regulatorio del sector eléctrico brasileño, que está conformado por legislaciones específicas para los mercados de generación, transporte y distribución de electricidad. Además de los segmentos de su negocio principal, la Compañía también actúa en los mercados de distribución de gas natural, telecomunicaciones y otros negocios de menor impacto en el resultado de sus operaciones. Los segmentos mencionados reflejan los procesos de gestión de la Compañía, así como su estructura organizativa y de seguimiento de los resultados. En virtud del marco regulatorio del sector eléctrico brasileño, no existe segmentación por áreas geográficas. Las magnitudes financieras más relevantes de los segmentos de explotación consolidados, correspondientes a los periodos de seis meses terminados el 30 de junio de 2014 y 2013, son las siguientes:

EL TEXTO ORIGINAL EN EL IDIOMA FUENTE DE ESTE COMUNICADO ES LA VERSIÓN OFICIAL AUTORIZADA. LAS TRADUCCIONES SÓLO SE SUMINISTRAN COMO ADAPTACIÓN Y DEBEN COTEJARSE CON EL TEXTO EN EL IDIOMA FUENTE, QUE ES LA ÚNICA VERSIÓN QUE TENDRÁ UN EFECTO LEGAL.

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POR SEGMENTOS: CUENTA DE RESULTADOS CORRESPONDIENTE AL PERIODO DE SEIS MESES TERMINADO EL 30 DE JUNIO DE 2014

GENERACIÓN TRANSMISIÓN DISTRIBUCIÓN TELECOMUNICACIONES GAS OTROS

ELIMINACIÓN DE OPERACIONES INTRAGRUPO

TOTAL

ACTIVOS DEL SEGMENTO 13.186.700 2.277.926 14.344.690 331.302 553.656 2.545.048 (504.074) 32.735.248

ADICIONES AL SEGMENTO 2.143.579 40.412 324.149 27.896 - 137.166 - 2.673.202

INGRESOS NETOS 4.512.359 197.800 4.840.189 57.411 44.553 (153.782) 9.498.530

COSTES DE ENERGÍA ELÉCTRICA

Compras de energía eléctrica (812.030) - (2.761.716) - - 75.764 (3.497.982)

Cargos por el uso del sistema de transmisión (135.058) (139) (258.837) - - 59.808 (334.226)

Total (947.088) (139) (3.020.553) - - - 135.572 (3.832.208)

GASTOS DE EXPLOTACIÓN

Gastos de personal (empleados y directivos) (98.465) (50.366) (422.119) (6.417) - (22.518) - (599.885)

Participación de empleados y directivos en los resultados (21.102) (9.154) (97.679) (717) - (7.757) - (136.409)

Prestaciones post-empleo y otros beneficios sociales (16.778) (7.300) (76.346) - - (5.534) - (105.958)

Materiales (130.849) (2.051) (24.247) (38) - (73) - (157.258)

Servicios exteriores (63.873) (16.934) (341.886) (10.894) - (8.780) 17.679 (424.688)

Amortizaciones y pérdidas por deterioro (153.438) - (210.387) (17.679) - (3.020) - (384.524)

Regalías por la utilización de recursos hídricos (69.624) - - - - 0 - (69.624)

Provisiones (reversión) de explotación (5.760) (2.515) (43.752) (12) - 5.216 - (46.823)

Costes de construcción de infraestructuras - (37.092) (324.149) - - 0 - (361.241)

Otros gastos de explotación, netos (30.447) (11.111) (148.607) (10.467) - (14.846) 531 (214.947)

Total (590.336) (136.523) (1.689.172) (46.224) - (57.312) 18.210 (2.501.357)

TOTAL COSTES Y GASTOS DE EXPLOTACIÓN (1.537.424) (136.662) (4.709.725) (46.224) - (57.312) 153.782 (6.333.565)

Resultado de explotación antes del resultado de entidades valoradas por el método de la participación y del resultado financiero

2.974.935 61.138 130.464 11.187 - (12.759) - 3.164.965

Resultado de entidades valoradas por el método de la participación (6.917) 85.609 26.762 (12.691) 31.495 11.689 - 135.947

Ingresos financieros 68.118 25.043 160.849 2.798 - 35.538 - 292.346

Gastos financieros (159.512) (121.878) (381.100) (1.571) - (3.405) - (667.466)

RESULTADO ANTES DE IMPUESTOS 2.876.624 49.912 (63.025) (277) 31.495 31.063 - 2.925.792


(987.552) 12.052 (93.943) (3.668) (6.973) - (1.080.084)

Impuestos (impuesto sobre beneficios y contribución social) diferidos 19.214 - 116.835 (335) 9.541 - 145.255

RESULTADO DEL PERIODO 1.908.286 61.964 (40.133) (4.280) 31.495 33.631 - 1.990.963


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POR SEGMENTOS: CUENTA DE RESULTADOS CORRESPONDIENTE AL PERIODO DE SEIS MESES TERMINADO EL 30 DE JUNIO DE 2013

GENERACIÓN TRANSMISIÓN DISTRIBUCIÓN TELECOMUNICACIONES GAS OTROS

ELIMINACIÓN DE OPERACIONES INTRAGRUPO

TOTAL

ACTIVOS DEL SEGMENTO 9.150.530 3.678.040 13.498.820 330.427 547.480 3.271.921 (663.076) 9.150.530

ADICIONES AL SEGMENTO 366.249 46.233 421.826 - -

- 366.249

INGRESOS 2.516.681 106.987 4.544.307 55.775 47.165 (154.331) 2.516.681

COSTES DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y GAS

Compras de energía eléctrica (543.527) - (1.821.928) - - (10) 90.755 (2.274.710)

Cargos por el uso del sistema de transmisión (128.338) (141) (171.988) - - - 46.375 (254.092)

Total (671.865) (141) (1.993.916) - - (10) 137.130 (2.528.802)


Gastos de personal (empleados y directivos) (118.307) (58.005) (493.153) (5.997) - (30.270) - (705.732)

Participación de empleados y directivos en los resultados (18.641) (9.014) (37.333) (676) - (5.919) - (71.583)

Prestaciones post-empleo y otros beneficios sociales (12.749) (6.222) (59.420) - - (5.523) - (83.914)

Materiales (54.499) (1.918) (23.024) (78) - (163) - (79.682)

Servicios exteriores (63.370) (13.935) (361.112) (9.829) - (6.208) 15.451 (439.003)

Amortizaciones y pérdidas por deterioro (155.727) - (213.116) (15.304) - (2.978) - (387.125)

Provisiones de explotación (62.853) - - - - - - (62.853)

Regalías por la utilización de recursos hídricos (5.972) (2.929) (73.423) (17) - (30.957) - (113.298)

Costes de construcción de infraestructuras - (43.579) (421.826) - - - - (465.405)

Otros gastos de explotación, netos (29.521) (9.149) (108.905) (8.950) - (22.323) 1.750 (177.098)

Total (521.639) (144.751) (1.791.312) (40.851) - (104.341) 17.201 (2.585.693)

TOTAL COSTES Y GASTOS DE EXPLOTACIÓN (1.193.504) (144.892) (3.785.228) (40.851) - (104.351) 154.331 (5.114.495)

-


1.323.177 (37.905) 759.079 14.924 - (57.186) - 2.002.089

Resultado de entidades valoradas por el método de la participación (1.024) 124.583 6.854 (8.753) 39.403 89.519 - 250.582

Ganancias (pérdidas) provenientes de la enajenación de las acciones de TBE - (94.080) - - - 378.378 - 284.298

Beneficios no realizados - - - - - (80.959) - (80.959)

Ingresos financieros 43.815 12.113 145.764 2.156 - 78.991 - 282.839

Gastos financieros (142.557) (118.158) (310.566) (2.119) - (24.561) - (597.961)

RESULTADO ANTES DE IMPUESTOS 1.223.411 (113.447) 601.131 6.208 39.403 384.182 - 2.140.888

Impuestos (impuesto sobre beneficios y contribución social) corrientes (456.139) 91.426 (124.683) (3.732) - (91.852) - (584.980)

Impuestos (impuesto sobre beneficios y contribución social) diferidos 39.602 (8.315) (77.414) (1.257) - (25.939) - (73.323)

RESULTADO DEL PERIODO 806.874 (30.336) 399.034 1.219 39.403 266.391 - 1.482.585



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29. HECHOS POSTERIORES A LA FECHA DEL BALANCE Aumento de participación en Gasmig Cemig celebró con la petrolera brasileña Petróleo Brasileiro, S.A. (“Petrobras”) un contrato de compraventa de acciones para adquirir la participación del 40% que tiene Petróleo Gás, S.A. (“Gaspetro”) –una filial de Petrobras– en Companhia de Gás de Minas Gerais (“Gasmig”), una compañía participada por Cemig. La adquisición supondrá un desembolso de 600 millones de reales por parte de Cemig. Con la adquisición, Cemig pasa a controlar el 99,57% del capital de Gasmig. El 0,43% restante lo posee la Alcaldía Municipal de Belo Horizonte. Esta adquisición se enmarca dentro de la estrategia de Cemig de crear, en asociación con la energética española Gas Natural Fenosa (“GNF”), la sociedad Gás Natural do Brasil, S.A. (“GNB”), que operará como una plataforma para la consolidación de activos e inversiones en proyectos de gas natural. Acuerdo de participación en parques eólicos Cemig firmó acuerdos con la sociedad Renova Energia, S.A. (“Renova”) para tener una participación del 50% en el Proyecto Zeus (el “Proyecto”), el cual consiste en la instalación en el municipio de Jacobina, Estado de Bahia, de 25 parques eólicos que suman 676,2 MW de capacidad instalada. La operación se realizará mediante la adquisición por Cemig del 50% del capital total con derecho a voto (la “Adquisición”) de una entidad con cometido especial (ECE) organizada bajo la forma de sociedad anónima que será creada por Renova, y en la cual serán integrados todos los contratos relacionados con el Proyecto. El importe total de la Adquisición será de hasta R$113.450, correspondiente al 50% de los importes en concepto de anticipo de los contratos ya suscritos por Renova, los cuales serán actualizados de acuerdo con la variación del tipo de interés CDI [certificados de depósito interbancario] desde la fecha del desembolso efectivo por parte de Renova hasta la fecha de pago por parte de Cemig. A partir de la Adquisición, Cemig y Renova compartirán la inversión futura en el Proyecto en proporción a su participación en el capital social de la nueva entidad.

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ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS CONSOLIDADOS DEL PERIODO

(Cifras expresadas en miles de reales, salvo cuando se indique lo contrario)

Resultado de los seis primeros meses de 2014 Cemig obtuvo un resultado de R$1.990.963 en los seis primeros meses de 2014, lo que supone un incremento del 34,29% respecto del resultado de R$1.482.585 obtenido en el mismo periodo de 2013. Las principales variaciones experimentadas en los ingresos y gastos de explotación y en el resultado financiero se detallan en las demás secciones de este informe. EBITDA Como se puede observar en la tabla a continuación, el EBITDA consolidado de la Compañía experimentó un aumento del 29,63% en los seis primeros meses de 2014 respecto del mismo periodo del ejercicio anterior. EBITDA 1S 2014 1S 2013 Var. (%)

Resultado del periodo 1.990.963 1.482.585 34,29 + Gastos por impuestos (impuestos sobre beneficios y contribución social) 934.829 658.303 42,01 + Resultado financiero, neto 375.120 315.122 19,04

+ Amortizaciones 384.524 387.125 (0,67)

= EBITDA 3.685.436 2.843.135 29,63

EVOLUCIÓN DEL EBITDA ENERO-JUNIO 2013-2014 (Millones de reales)

EBITDA [acrónimo en inglés para beneficio antes de intereses, impuestos y cargos por depreciación o amortización]: El EBITDA es una medida no contable adoptada por la Compañía y conciliada con su información financiera intermedia con arreglo a lo dispuesto en el Oficio Circular/CVM/SNC/SEP Nº 01/2007 y en la Instrucción CVM Nº 527, de 4 de octubre de 2012, que establecen que el EBITDA puede definirse como beneficios antes de los efectos del resultado financiero (neto), impuestos (impuesto sobre beneficios y contribución social) y cargos por depreciación o amortización. El EBITDA es una medida que no forma parte de los Principios de Contabilidad Generalmente Aceptados en Brasil (PCGA) o de las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF), y por lo tanto no tiene un significado estandarizado y puede no ser comparable con medidas similares suministradas por otras compañías. El EBITDA no debe considerarse de forma aislada o como una alternativa al beneficio neto como indicador del rendimiento operacional, o como sustituto al flujo de efectivo, tampoco como un indicador de liquidez o de capacidad de pago de la deuda.

El crecimiento del EBITDA consolidado entre los periodos comparados se debe principalmente al aumento del 33,47% en la cifra de ingresos, parcialmente

2.843

3.685

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

-

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

Jan a Jun/2013 Jan a Jun/2014

LAJIDA – R$ milhões Margem LAJIDA - %EBITDA (MR$) Margen EBITDA (%)

1S 2013 1S 2014

http://es.mimi.hu/economia/depreciacion.html

http://es.mimi.hu/economia/amortizacion.html



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compensado por el incremento del 25,84% en los gastos de explotación (excluyendo los efectos de amortizaciones). El margen de EBITDA se situó en un 38,80% entre enero y junio de 2014, frente al margen del 39,95% alcanzado en el mismo periodo del ejercicio anterior. Esta reducción obedece esencialmente al mayor aumento de la cifra de ingresos respecto del EBITDA. Ingresos provenientes de las ventas de electricidad Los ingresos generados por las ventas de electricidad ascendieron a R$8.102.330 en los seis primeros meses de 2014, con un incremento del 15,74% respecto de los R$7.000.636 contabilizados en el mismo periodo de 2013. Ventas de electricidad a consumidores finales Los ingresos generados por las ventas de electricidad a consumidores finales (excluido el consumo propio) se situaron en R$7.070.569 a 30 de junio de 2014, frente a los R$6.196.655 contabilizados a 30 de junio de 2013, lo que representa un aumento del 14,10%. La cifra de ingresos del periodo se ha visto impactada principalmente por los factores siguientes: Aumento del 10,38% en el volumen de energía eléctrica suministrada a

consumidores finales.

Revisión tarifaria de la filial Cemig D, con impacto medio del 2,99% en las tarifas eléctricas de los consumidores a partir del 8 de abril de 2013 (efecto integral en los resultados de 2014).

Ajuste tarifario anual de la filial Cemig D, con impacto medio del 14,76% en las tarifas eléctricas de los consumidores a partir del 8 de abril de 2014.

Evolución del mercado de la Compañía El mercado eléctrico consolidado de Cemig comprende las ventas de electricidad a: (I) Los consumidores a tarifa regulada dentro de la zona de concesión de la Compañía en el Estado de Minas Gerais. (II) Los clientes a precio libre ubicados en Minas Gerais y en otros estados de Brasil, en el ámbito del mercado liberalizado (“ACL”). (III) Otros agentes del sector eléctrico –comercializadores, generadores y productores independientes de energía–, en el ámbito del mercado liberalizado (“ACL”). (IV) Las compañías distribuidoras, en el ámbito del mercado regulado (“ACR”). (V) La Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica (CCEE) [el mercado eléctrico de corto plazo]. En el proceso de consolidación se eliminan las transacciones entre las entidades del Grupo.



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El mercado de Cemig se desglosa en la siguiente tabla, con el detalle de las transacciones realizadas en los seis primeros meses de 2014 en comparación con el mismo periodo de 2013:

Grupos de consumo MWh (1)

1S 2014 1S 2013 Var. (%)

Residencial 5.027.320 4.695.961 7,06 Industrial 12.635.868 11.183.632 12,99 Comercial, servicios y otros 3.238.566 3.031.893 6,82 Rural 1.588.699 1.335.075 19,00

Administraciones públicas 444.934 426.126 4,41 Alumbrado público 643.068 629.969 2,08

Servicio público 607.903 609.795 (0,31)

Subtotal 24.186.358 21.912.451 10,38

Consumo propio 19.055 17.386 9,60

24.205.413 21.929.837 10,38

Ventas mayoristas a otros agentes en los mercados liberalizado y regulado (2) 7.108.010 7.659.519 (7,20)

Total 31.313.423 29.589.356 5,83

(1) Las cifras en MWh no han sido revisadas por el auditor externo; (2) Incluye los contratos de comercialización de energía eléctrica en el mercado regulado (“CCEAR”) y los contratos bilaterales firmados con otros sujetos del sector eléctrico.

En los seis primeros meses de 2014, los mercados residencial o doméstico, industrial, comercial y de servicios y rural presentaron niveles más elevados de consumo debido principalmente a los factores siguientes: Crecimiento del 7,06% en el mercado residencial o doméstico, como consecuencia

principalmente del aumento del 3,13% en el consumo medio mensual por hogar, asociado al aumento del 3,80% en el número de consumidores (puntos de suministro eléctrico).

Crecimiento del 12,99% en el mercado industrial, como consecuencia

principalmente del aumento del 12,25% en el consumo medio por punto de suministro industrial.

Crecimiento del 6,82% en el mercado comercial y de servicios, como consecuencia

principalmente del aumento del 4,39% en el consumo medio mensual por punto de suministro comercial, asociado al aumento del 2,32% en el número de consumidores (puntos de suministro eléctrico).

Crecimiento del 19,00% en el mercado rural debido al menor nivel de

precipitaciones, por debajo de la media histórica esperada para este periodo del año, así como a la presencia de temperaturas más elevadas y a la mayor demanda de energía en la actividad de riego, que se incrementó un 15,71%.

Ingresos provenientes del peaje de acceso a las redes de distribución (“TUSD”)

Los ingresos provenientes del derecho de uso de la red de distribución eléctrica de la filial Cemig D disminuyeron un 27,58% entre los periodos comparados, ascendiendo a R$414.021 entre enero y junio de 2014, frente a los R$571.724 contabilizados en el mismo periodo del ejercicio anterior. El peaje de acceso a las redes de distribución



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eléctrica es abonado por los clientes liberalizados en función de la energía vendida por otros agentes del sector eléctrico Esta variación se deriva principalmente de: (a) la ralentización de las actividades del sector industrial en el periodo, lo que resultó en una reducción del 5,69% en el volumen de energía transportada; (b) la revisión tarifaria del 8 de abril de 2013, que supuso una reducción del 33,22% en las tarifas eléctricas de los clientes liberalizados a partir del 8 de abril de 2013, y el nuevo ajuste tarifario del 8 de abril de 2014, que supuso un incremento del 8,79% en dichas tarifas. Ingresos provenientes de compensaciones por los activos de transmisión En junio de 2014, la Compañía efectuó la reversión de la provisión registrada en el ejercicio 2012 por importe de R$63.315, relacionada con las inversiones en infraestructuras de transmisión llevadas a cabo en el periodo de mayo a diciembre de 2012 y que se incluyeron en el informe de valoración remitido al regulador ANEEL el 31 de julio de 2014. Esta provisión fue constituida debido a las incertidumbres relacionadas con el pago de compensaciones por los activos relacionados con el periodo mencionado, teniendo en cuenta la adhesión de la Compañía a la Ley Nº 12.783/2013. Ingresos provenientes de transacciones de energía en el mercado eléctrico de corto plazo (Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica, CCEE) Los ingresos por este concepto ascendieron a R$2.267.284 entre enero y junio de 2014, frente a los R$840.388 contabilizados en el mismo periodo del ejercicio anterior, lo que supone un incremento del 169,79%. Este resultado se debe principalmente a la mayor disponibilidad de energía liquidada al precio spot en el periodo, asociado al alza del 149,07% en el precio spot medio de la electricidad (denominado “PLD”), el cual se situó en R$717,93 por megavatio-hora a 30 de junio de 2014, frente a un precio medio de R$288,24 por megavatio-hora a 30 de junio de 2013. Ingresos de construcción de infraestructuras de distribución Los ingresos por este concepto ascendieron a R$324.149 en los seis primeros meses de 2014, frente a los R$421.826 contabilizados en el mismo periodo de 2013, lo que supone una reducción del 23,16%. Los ingresos de construcción se compensan en su totalidad con los costes de construcción y se corresponden con las inversiones realizadas por la Compañía en el periodo en la construcción de las infraestructuras que serán utilizadas en la concesión. Otros ingresos de explotación Las demás partidas de ingresos se incrementaron un 45,68% entre los periodos comparados, ascendiendo a R$650.343 entre enero y junio de 2014, frente a los R$446.405 contabilizados en el mismo periodo de 2013. Esta variación se produjo principalmente como consecuencia de los factores siguientes:



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Aumento de R$78.139 en los ingresos provenientes de subvenciones destinadas a cubrir los subsidios concedidos a los clientes clasificados como de bajos ingresos y a compensar los subsidios al peaje de acceso a las redes de distribución (“TUSD”) no trasladados a la tarifa eléctrica.

Glosas autorizadas por la CCEE [entidad encargada de gestionar el mercado

eléctrico de corto plazo] en las facturas de compra de electricidad procedente de plantas térmicas por importe de R$96.465 en los seis primeros meses de 2014, frente a R$4.940 en el mismo periodo de 2013, debido al menor nivel de generación en relación con lo establecido por el ente operador del sistema eléctrico brasileño (ONS).

Impuestos y cargas sobre los ingresos Los impuestos y cargas sobre los ingresos se situaron en R$2.646.647 en los seis primeros meses de 2014, frente a los R$2.413.301 contabilizados por este concepto en el mismo periodo de 2013, lo que representa un incremento del 9,67%. Este resultado se debe principalmente a los impuestos que se calculan como un porcentaje sobre la facturación. Este aumento se vio parcialmente compensado por la reducción de gravámenes sectoriales, según se detalla a continuación: Cuenta de Consumo de Combustibles (CCC) La CCC es un fondo sectorial que se destinaba a cubrir los costes de operación de las plantas térmicas del Sistema Interconectado Nacional (SIN) y de los sistemas aislados del norte amazónico de Brasil que utilizan combustibles fósiles para generar energía termoeléctrica. Los recursos destinados a este fondo se repartían entre las empresas de energía eléctrica de acuerdo a valores fijados por ANEEL por medio de resolución. A partir de febrero de 2013, la Compañía quedó exenta del pago de la CCC. Los gastos por este concepto se situaron en R$25.487 en el primer semestre de 2013 (enero). Reserva Global de Reversión (RGR) La RGR se incluye entre los costes de las compañías titulares de concesiones y permisos para la prestación del servicio público de energía eléctrica, y tiene por finalidad proveer fondos para la ampliación y mejora del servicio eléctrico. Los recursos destinados a este fondo son fijados por ANEEL por medio de resolución. Los gastos por este concepto se situaron en R$21.729 entre enero y junio de 2014, frente a los R$60.173 contabilizados en el mismo periodo de 2013, lo que supone una reducción del 63,89%. Esta reducción obedece principalmente a los efectos de la Ley Nº 12.783/2013, con lo que la filial Cemig D quedó exenta del pago de la RGR a partir de febrero de 2013.



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Cuenta de Desarrollo Energético (CDE) La CDE es un fondo sectorial creado para promover el desarrollo de fuentes renovables de energía. Los recursos destinados a este fondo son fijados por ANEEL por medio de resolución. Los gastos por este concepto ascendieron a R$96.552 entre enero y junio de 2014, frente a los R$65.743 contabilizados en el mismo periodo de 2013, lo que supone un aumento del 46,86%. Los gastos por este concepto se incluyen entre los costes no controlables, con lo que las desviaciones producidas entre estos costes estimados y los costes reales efectivamente soportados se compensan en los ajustes tarifarios futuros. Cargas adicionales: Ley Nº 12.111/2009 En los seis primeros meses de 2014, la Compañía reconoció una reducción de gastos por importe de R$5.655 derivado del reembolso autorizado por el regulador ANEEL mediante el Oficio Nº 782/2013. Este reembolso se debe a los importes correspondientes al adicional del 30% establecido en la Ley Nº 12.111/2009 y abonados indebidamente entre enero y marzo de 2013. En el primer semestre de 2013, el importe registrado por este concepto correspondió a un gasto de R$8.229. Otros impuestos y cargas sobre los ingresos Los demás impuestos y cargas con impactos más significativos sobre los ingresos se refieren principalmente a impuestos que se calculan como un porcentaje sobre la facturación, por lo que son directamente proporcionales a la evolución de la cifra de ingresos de la Compañía. Costes y gastos de explotación (no incluye el resultado financiero) Los costes y gastos de explotación (excluido el resultado financiero) se situaron en R$6.333.565 a 30 de junio de 2014, con un aumento del 23,84% respecto de los R$5.114.495 contabilizados a 30 de junio de 2013. Para más información sobre la composición de los costes y gastos de explotación, véase la nota 23 de la información financiera intermedia consolidada. A continuación se detallan las principales variaciones experimentadas por los costes y gastos de explotación entre los periodos comparados. Compras de energía eléctrica Los gastos derivados de las compras de energía eléctrica para reventa se situaron en R$3.497.982 en los seis primeros meses de 2014, un 53,77% más que los R$2.274.710 contabilizados en el mismo periodo del ejercicio anterior. Este aumento obedece principalmente a los factores siguientes:



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Exposición involuntaria de la Compañía al mercado eléctrico de corto plazo (CCEE), asociado al aumento de los precios de la energía en el mercado mayorista debido al bajo nivel de los embalses hidroeléctricos, lo que dio lugar a un gasto por importe de R$896.730 entre enero y junio de 2014, frente a R$54.650 en el mismo periodo de 2013.

Aumento del 26,36% en los gastos derivados de compras de energía en subastas, los cuales se situaron en R$1.216.615 en los seis primeros meses de 2014, frente a los R$962.842 contabilizados en el mismo periodo de 2013 como consecuencia de los contratos por disponibilidad de energía11, debido a los costes de compras de combustible para la generación de electricidad por las centrales térmicas.

Aumento de las compras de energía en el mercado liberalizado –un incremento de

R$281.012– como consecuencia de la mayor actividad de comercialización de la filial Cemig GT en el periodo, asociada a los sobrecostes derivados del aumento de los precios de la energía en el mercado eléctrico brasileño.

Reducción de 15,72% en los gastos derivados de las compras de la energía

producida por la hidroeléctrica Itaipú Binacional (cuyo precio se fija en dólares estadounidenses): R$402.654 a 30 de junio de 2014, frente a R$477.732 a 30 de junio de 2013. Esta disminución obedece, entre otros factores, a la reducción del 28,77% en el volumen de compras de energía: 3.097.989 MWh entre enero y junio de 2014, frente a 4.349.343 MWh en el mismo periodo de 2013. El efecto de esta reducción fue parcialmente compensado por la revalorización de la divisa estadounidense respecto del real brasileño: a 30 de junio de 2014, el dólar se cotizó en promedio a R$2,277, en comparación con R$2,038 a 30 de junio de 2013, lo que representa una variación del 11,73%.

Cargos por el uso de la red de transmisión Los gastos por este concepto se refieren al peaje de acceso y otros cargos a las infraestructuras de transporte en alta tensión integrantes del Sistema Interconectado Nacional (SIN), recaudadas de generadores y distribuidores de energía eléctrica. Estos cargos son fijados por ANEEL por medio de resolución. Los cargos por el uso de la red de transmisión ascendieron a R$334.226 entre enero y junio de 2014, frente a los R$254.092 contabilizados en el mismo periodo de 2013, lo que supone un aumento del 31,54%. Los gastos por este concepto se incluyen entre los costes no controlables, con lo que las desviaciones producidas entre estos costes estimados y los costes reales

11

N.T. Las compras de electricidad en el mercado eléctrico regulado brasileño se realizan a través de dos tipos de contratos: en los contratos por disponibilidad de energía, el generador se compromete a suministrar determinado volumen de electricidad y asumir el riesgo de que el abastecimiento pueda verse afectado por condiciones hidrológicas adversas y niveles bajos de embalses, entre otras condiciones, en cuyo caso estará obligado a comprar energía de otra fuente con el fin de cumplir con su compromiso de abastecimiento; en los contratos por cantidad de energía, el generador se compromete a destinar hacia el mercado regulado un volumen específico de capacidad. Así, los ingresos estarán garantizados y los posibles riesgos hidrológicos son atribuidos a los distribuidores. Es decir: el distribuidor tendría que pagar al generador una cantidad fija por la energía asegurada y además compensar los costos operativos que se tendría que asumir si se tuviese que generar electricidad con la puesta en marcha de generadoras térmicas. En este caso, los eventuales costes adicionales incurridos por los distribuidores se trasladan a los consumidores.



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efectivamente soportados se compensan en los ajustes tarifarios futuros. Para más información, véase la nota 23 de la información financiera intermedia consolidada. Gastos de personal Los gastos de personal se situaron en R$599.885 a 30 de junio de 2014, lo que supone una disminución del 15,00% respecto de los R$705.732 contabilizados a 30 de junio de 2013. La variación entre los periodos comparados se debe principalmente a que en 2014 los gastos por este concepto no fueron impactados por el plan de bajas voluntarias incentivadas denominado “PID” implementado por la Compañía, el cual supuso el reconocimiento de un gasto por importe de R$108.641 con cargo a los resultados de 2013. Costes de construcción de infraestructuras Los costes por este concepto ascendieron a R$361.241 entre enero y junio de 2014, frente a los R$465.405 contabilizados en el mismo periodo de 2013, lo que supone una reducción del 22,38%. Los costes de construcción se compensan en su totalidad con los ingresos de construcción y se corresponden con las inversiones realizadas por la Compañía en el periodo en la construcción de las infraestructuras que serán utilizadas en la concesión. Provisiones de explotación Las provisiones de explotación se situaron en R$46.823 a 30 de junio de 2014, frente a los R$113.298 contabilizados a 30 de junio de 2013. Este resultado se debe principalmente a la reducción del 85,04% en la provisión para contingencias laborales: R$11.127 en los seis primeros meses de 2014, frente a R$74.354 en el mismo periodo del ejercicio anterior. Ingresos (gastos) financieros Entre enero y junio de 2014 los gastos financieros netos ascendieron a R$375.120, frente a gastos financieros netos de R$315.122 en el mismo periodo del ejercicio anterior. En la comparación entre el resultado financiero de los seis primeros meses de 2014 y 2013 hay que tener en cuenta los factores siguientes: Aumento del 49,62% en los ingresos provenientes de inversiones financieras:

R$157.585 entre enero y junio de 2014, frente a R$105.326 en el mismo periodo del ejercicio anterior. Este resultado se debe fundamentalmente al mayor volumen de recursos invertidos en el periodo.

Aumento del 10,91% en los gastos derivados de cargas financieras sobre préstamos y financiaciones: R$371.882 en los seis primeros meses de 2014, frente a R$335.289 en el mismo periodo de 2013. Este resultado es consecuencia esencialmente de la financiación captada por la filial Cemig D en abril de 2014 por importe de R$1.210.000, la cual está referenciada a la variación del tipo de interés



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CDI [certificados de depósito interbancario], así como de la mayor variación del CDI entre los periodos comparados: 4,97% a 30 de junio de 2014, frente a una variación del 3,46% a 30 de junio de 2013.

Aumento del 49,30% en los gastos derivados de ajustes por inflación sobre

préstamos y financiaciones: R$184.836 en los seis primeros meses de 2014, frente a R$123.801 en el mismo periodo de 2013. Este resultado se deriva del mayor saldo referenciado a los índices de inflación, y en menor medida de la mayor variación del índice de precios IPCA entre los periodos comparados: 3,75% a 30 de junio de 2014, frente a una variación del 3,15% a 30 de junio de 2013.

Para más información sobre la composición de los ingresos y gastos financieros, véase la nota 24 de la información financiera intermedia consolidada. Impuesto sobre beneficios (“IRPJ”) y contribución social (“CSLL”)12 En los seis primeros meses de 2014, los gastos de Cemig relacionados con el pago del Impuesto sobre beneficios y la Contribución social ascendieron a R$934.829, frente a un resultado antes de impuestos de R$2.925.792, alcanzando una deducción impositiva del 31,95%. En los seis primeros meses de 2013, los gastos por este concepto se situaron en R$658.303, frente a un resultado antes de impuestos de R$2.140.888, lo que equivale a una deducción impositiva del 30,75%. La conciliación entre el tipo impositivo nominal y el tipo efectivo aplicable se recoge en la nota 8 de la información financiera intermedia consolidada.

12

N.T. En Brasil los beneficios obtenidos por las sociedades comportan una tributación del 34%. El IRPJ (impuesto sobre la renta de personas jurídicas) se grava sobre la renta de las sociedades y demás entidades jurídicas con domicilio social en Brasil así como las filiales, agencias u oficinas de representación en Brasil de empresas domiciliadas en el extranjero. El tipo general es del 15% sobre la base imponible. Cuando los beneficios antes de impuestos sean superiores a los 240.000 reales anuales, se establece una tasa adicional del 10% sobre la fracción superior a ese límite. La CSLL (contribución social sobre el beneficio) se grava sobre el beneficio obtenido de las personas jurídicas y su liquidación es paralela a la del IRPJ. El tipo impositivo es del 9%.



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CUENTA DE RESULTADOS CORRESPONDIENTES A LOS SEGUNDOS PERIODOS TRIMESTRALES TERMINADOS EL 30 DE JUNIO DE 2014 Y 2013

2T 2014 2T 2013 Var. (%)

INGRESOS 4.737.758 3.438.990 37,77


Gastos de personal (empleados y directivos) (305.104) (262.802) 16,10 Participación de empleados y directivos en los resultados (78.602) (15.582) 404,44 Prestaciones post-empleo y otros beneficios sociales (52.979) (41.957) 26,27

Materiales (104.695) (23.740) 341,01 Servicios exteriores (219.280) (249.302) (12,04) Compras de energía eléctrica (1.869.266) (1.301.923) 43,58 Amortizaciones y pérdidas por deterioro (202.491) (184.140) 9,97

Regalías por la utilización de recursos hídricos (28.489) (28.812) (1,12) Provisiones de explotación (42.040) (71.060) (40,84) Costes de construcción de infraestructuras (212.171) (261.057) (18,73) Cargos por el uso de la red de transmisión (164.684) (127.867) 28,79

Otros gastos de explotación, netos (104.768) (90.245) 16,09

(3.384.569) (2.658.487) 27,31 Resultado de sociedades valoradas por el método de la participación 21.227 84.424 (74,86) Beneficios no realizados - (80.959) (100) Ganancias provenientes de la enajenación de las acciones de TBE - 284.298 (100)

Resultado antes del resultado financiero 1.374.416 1.068.266 28,66 Ingresos financieros 39.423 144.450 (72,71)

Gastos financieros (317.004) (296.036) 7,08

Resultado antes de impuestos 1.096.835 916.680 19,65 Impuestos (impuesto sobre beneficios y contribución social) corrientes (452.821) (246.590) 83,63

Impuestos (impuesto sobre beneficios y contribución social) diferidos 96.860 (52.852) (283,27)

RESULTADO DEL PERIODO 740.874 617.238 20,03

Resultado del segundo trimestre de 2014

Cemig obtuvo un resultado de R$740.874 en el segundo trimestre de 2014, lo que supone un incremento del 20,03% respecto del resultado de R$617.238 obtenido en el mismo periodo de 2013. Las principales variaciones experimentadas en los ingresos y gastos de explotación y en el resultado financiero se detallan en las demás secciones de este informe. EBITDA Como se puede observar en la tabla a continuación, el EBITDA consolidado de la Compañía experimentó un aumento del 25,91% entre abril y junio de 2014 respecto del mismo periodo del ejercicio anterior. EBITDA 2T 2014 2T 2013 Var. (%) Resultado del periodo 740.874 617.238 20,03 + Gastos por impuestos (impuestos sobre beneficios y contribución social) 355.961 299.442 18,87

+ Resultado financiero, neto 277.581 151.586 83,12

+ Amortizaciones 202.491 184.140 9,97

= EBITDA 1.576.907 1.252.406 25,91



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EVOLUCIÓN DEL EBITDA ABRIL-JUNIO 2013-2014 (Millones de reales)

EBITDA [acrónimo en inglés para beneficio antes de intereses, impuestos y cargos por depreciación o amortización]: El EBITDA es una medida no contable adoptada por la Compañía y conciliada con su información financiera intermedia con arreglo a lo dispuesto en el Oficio Circular/CVM/SNC/SEP Nº 01/2007 y en la Instrucción CVM Nº 527, de 4 de octubre de 2012, que establecen que el EBITDA puede definirse como beneficios antes de los efectos del resultado financiero (neto), impuestos (impuesto sobre beneficios y contribución social) y cargos por depreciación o amortización. El EBITDA es una medida que no forma parte de los Principios de Contabilidad Generalmente Aceptados en Brasil (PCGA) o de las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF), y por lo tanto no tiene un significado estandarizado y puede no ser comparable con medidas similares suministradas por otras compañías. El EBITDA no debe considerarse de forma aislada o como una alternativa al beneficio neto como indicador del rendimiento operacional, o como sustituto al flujo de efectivo, tampoco como un indicador de liquidez o de capacidad de pago de la deuda.

El crecimiento del EBITDA consolidado entre los periodos comparados se debe principalmente al aumento del 37,77% en la cifra de ingresos, parcialmente compensado por el incremento del 28,60% en los gastos de explotación (excluyendo los efectos de amortizaciones). El margen de EBITDA se situó en un 33,28% entre abril y junio de 2014, frente al margen del 36,42% alcanzado en el mismo periodo del ejercicio anterior. Ingresos provenientes de las ventas de electricidad Los ingresos generados por las ventas de electricidad ascendieron a R$4.184.583 en el segundo trimestre de 2014, con un incremento del 18,43% respecto de los R$3.533.238 contabilizados en el mismo periodo de 2013. Ventas de electricidad a consumidores finales Los ingresos generados por las ventas de electricidad a consumidores finales (excluido el consumo propio) se situaron en R$3.743.891 a 30 de junio de 2014, frente a los R$3.081.447 contabilizados a 30 de junio de 2013, lo que representa un aumento del 21,50%. La cifra de ingresos del periodo se ha visto impactada principalmente por los factores siguientes:

Aumento del 10,04% en el volumen de energía eléctrica suministrada a

consumidores finales.

1.252

1.577

0%

15%

30%

45%

60%

-

300

600

900

1.200

1.500

1.800

2T 2013 2T 2014

EBITDA (MR$) Margen EBITDA (%)

http://es.mimi.hu/economia/depreciacion.html

http://es.mimi.hu/economia/amortizacion.html



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Revisión tarifaria de la filial Cemig D, con impacto medio del 2,99% en las tarifas eléctricas de los consumidores a partir del 8 de abril de 2013 (efecto integral en los resultados de 2014).

Ajuste tarifario anual de la filial Cemig D, con impacto medio del 14,76% en las tarifas eléctricas de los consumidores a partir del 8 de abril de 2014.

El mercado de Cemig se desglosa en la siguiente tabla, con el detalle de las transacciones realizadas entre abril y junio de 2014 en comparación con el mismo periodo de 2013:

Grupos de consumo MWh (1)

2T 2014 2T 2013 Var. (%)

Residencial 2.459.539 2.383.392 3,19 Industrial 6.525.802 5.683.850 14,81 Comercial, servicios y otros 1.576.085 1.503.197 4,85

Rural 844.996 702.258 20,33 Administraciones públicas 224.262 217.861 2,94 Alumbrado público 313.329 320.156 (2,13) Servicio público 288.676 305.469 (5,5)

Subtotal 12.232.689 11.116.183 10,04

Consumo propio 9.286 8.750 6,13

12.241.975 11.124.933 10,04

Ventas mayoristas a otros agentes en los mercados liberalizado y regulado (2) 3.244.840 3.775.989 (14,07)

Total 15.486.815 14.900.922 3,93

(1) Las cifras en MWh no han sido revisadas por el auditor externo; (2) Incluye los contratos de comercialización de energía eléctrica en el mercado regulado (“CCEAR”) y los contratos bilaterales firmados con otros sujetos del sector eléctrico.

En el segundo trimestre de 2014, los mercados industrial y rural presentaron niveles más elevados de consumo debido principalmente a los factores siguientes: Crecimiento del 14,81% en el mercado industrial como consecuencia

principalmente del aumento del número de clientes liberalizados.

Crecimiento del 20,33% en el mercado rural debido principalmente a la significativa demanda de energía en la actividad de riego como consecuencia de condiciones climáticas inusuales para el periodo húmedo, con bajos niveles de precipitación.

Ingresos provenientes de transacciones de energía en el mercado eléctrico de corto plazo (Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica, CCEE) Los ingresos por este concepto ascendieron a R$940.377 entre abril y junio de 2014, frente a los R$261.641 contabilizados en el mismo periodo del ejercicio anterior, lo que supone un incremento del 259,41%. Este resultado se debe principalmente a la mayor disponibilidad de energía liquidada al precio spot en el periodo, asociado al alza del 172,25% en el precio spot medio de la electricidad (denominado “PLD”), el cual se situó en R$682,20 por megavatio-hora a 30 de junio de 2014, frente a un precio medio de R$250,58 por megavatio-hora a 30 de junio de 2013.



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Ingresos provenientes de compensaciones por los activos de transmisión En junio de 2014, la Compañía efectuó la reversión de la provisión registrada en el ejercicio 2012 por importe de R$63.315, relacionada con las inversiones en infraestructuras de transmisión llevadas a cabo en el periodo de mayo a diciembre de 2012 y que se incluyeron en el informe de valoración remitido al regulador ANEEL el 31 de julio de 2014. Esta provisión fue constituida debido a las incertidumbres relacionadas con el pago de compensaciones por los activos relacionados con el periodo mencionado, teniendo en cuenta la adhesión de la Compañía a la Ley Nº 12.783/2013. Otros ingresos de explotación Las demás partidas de ingresos se incrementaron un 42,14% entre los periodos comparados, ascendiendo a R$351.059 entre abril y junio de 2014, frente a los R$246.979 contabilizados en el mismo periodo de 2013. Esta variación se produjo principalmente como consecuencia de los factores siguientes: Aumento de R$20.160 en los ingresos provenientes de subvenciones destinadas a

cubrir los subsidios concedidos a los clientes clasificados como de bajos ingresos y a compensar los subsidios al peaje de acceso a las redes de distribución (“TUSD”) no trasladados a la tarifa eléctrica.

Glosas autorizadas por la CCEE [entidad encargada de gestionar el mercado eléctrico de corto plazo] en las facturas de energía procedente de plantas térmicas por importe de R$63.414 en el segundo trimestre de 2014, frente a R$4.940 en el mismo periodo de 2013, debido al menor nivel de generación en relación con lo establecido por el ente operador del sistema eléctrico brasileño (ONS).

Impuestos y cargas sobre los ingresos Los impuestos y cargas sobre los ingresos se situaron en R$1.364.399 entre abril y junio de 2014, frente a los R$1.199.718 contabilizados por este concepto en el mismo periodo de 2013, lo que representa un incremento del 13,73%. Reserva Global de Reversión (RGR) La RGR se incluye entre los costes de las compañías titulares de concesiones y permisos para la prestación del servicio público de energía eléctrica, y tiene por finalidad proveer fondos para la ampliación y mejora del servicio eléctrico. Los recursos destinados a este fondo son fijados por ANEEL por medio de resolución. Los gastos por este concepto se situaron en R$10.630 entre abril y junio de 2014, frente a los R$60.173 contabilizados en el mismo periodo de 2013, lo que supone una reducción del 82,33%. Esta reducción obedece principalmente a los efectos de la Ley Nº 12.783/2013, con lo que la filial Cemig D quedó exenta del pago de la RGR a partir de febrero de 2013.



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Cuenta de Desarrollo Energético (CDE) La CDE es un fondo sectorial creado para promover el desarrollo de fuentes renovables de energía. Los recursos destinados a este fondo son fijados por ANEEL por medio de resolución. Los gastos por este concepto ascendieron a R$54.420 entre abril y junio de 2014, frente a los R$32.307 contabilizados en el mismo periodo de 2013, lo que supone un aumento del 68,45%. Los gastos por este concepto se incluyen entre los costes no controlables, con lo que las desviaciones producidas entre estos costes estimados y los costes reales efectivamente soportados se compensan en los ajustes tarifarios futuros. Otros impuestos y cargas sobre los ingresos Los demás impuestos y cargas con impactos más significativos sobre los ingresos se refieren principalmente a impuestos que se calculan como un porcentaje sobre la facturación, por lo que son directamente proporcionales a la evolución de la cifra de ingresos de la Compañía. Costes y gastos de explotación (no incluye el resultado financiero) Los costes y gastos de explotación (excluido el resultado financiero) se situaron en R$3.384.569 a 30 de junio de 2014, con un aumento del 27,31% respecto de los R$2.658.487 contabilizados a 30 de junio de 2013. Para más información sobre la composición de los costes y gastos de explotación, véase la nota 23 de la información financiera intermedia consolidada. A continuación se detallan las principales variaciones experimentadas por los costes y gastos de explotación entre los periodos comparados. Compras de energía eléctrica Los gastos derivados de las compras de energía eléctrica para reventa se situaron en R$1.869.266 en el segundo trimestre de 2014, un 43,58% más que los R$1.301.923 contabilizados en el mismo periodo del ejercicio anterior. Este aumento obedece principalmente a los factores siguientes: Exposición involuntaria de la Compañía al mercado eléctrico de corto plazo (CCEE),

asociado al aumento de los precios de la energía en el mercado mayorista debido al bajo nivel de los embalses hidroeléctricos, lo que dio lugar a un gasto por importe de R$521.718 entre abril y junio de 2014, frente a R$36.675 en el mismo periodo de 2013.

Aumento de las compras de energía en el mercado liberalizado –un incremento de R$144.164– como consecuencia de la mayor actividad de comercialización de la



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filial Cemig GT en el periodo, asociada a los sobrecostes derivados del aumento de los precios de la energía en el mercado eléctrico brasileño.

Reducción de 19,75% en los gastos derivados de las compras de la energía

producida por la hidroeléctrica Itaipú Binacional (cuyo precio se fija en dólares estadounidenses): R$198.014 a 30 de junio de 2014, frente a R$246.738 a 30 de junio de 2013. Esta disminución obedece, entre otros factores, a la reducción del 29,64% en el volumen de compras de energía: 1.556.946 MWh entre abril y junio de 2014, frente a 2.212.830 MWh en el mismo periodo de 2013. El efecto de esta reducción fue parcialmente compensado por la revalorización de la divisa estadounidense respecto del real brasileño: a 30 de junio de 2014, el dólar se cotizó en promedio a R$2,214, en comparación con R$2,082 a 30 de junio de 2013, lo que representa una variación del 6,34%.

Cargos por el uso de la red de transmisión Los gastos por este concepto se refieren al peaje de acceso y otros cargos a las infraestructuras de transporte en alta tensión integrantes del Sistema Interconectado Nacional (SIN), recaudadas de generadores y distribuidores de energía eléctrica. Estos cargos son fijados por ANEEL por medio de resolución. Los cargos por el uso de la red de transmisión ascendieron a R$164.684 entre abril y junio de 2014, frente a los R$127.867 contabilizados en el mismo periodo de 2013, lo que supone un aumento del 28,79%. Los gastos por este concepto se incluyen entre los costes no controlables, con lo que las desviaciones producidas entre estos costes estimados y los costes reales efectivamente soportados se compensan en los ajustes tarifarios futuros. Para más información, véase la nota 23 de la información financiera intermedia consolidada. Gastos de personal Los gastos de personal se situaron en R$305.104 a 30 de junio de 2014, lo que supone un aumento del 16,10% respecto de los R$262.802 contabilizados a 30 de junio de 2013. La variación entre los periodos comparados se debe principalmente a que en el segundo trimestre de 2013 la Compañía efectuó un ajuste en la provisión originalmente constituida para los gastos derivados del plan de bajas voluntarias incentivadas denominado “PID”, lo cual tuvo un efecto positivo de R$45.486 en los resultados de dicho periodo. Participación de empleados y directivos en los resultados Los gastos en concepto de participación en resultados ascendieron a R$78.602 a cierre de junio de 2014, frente a los R$15.582 contabilizados a cierre de junio de 2013. La variación entre los periodos comparados se debe a la reversión efectuada en junio de 2013 de parte de la provisión constituida a fin de reflejar adecuadamente en los resultados del ejercicio 2013 las expectativas de la Compañía en relación con el pago



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de las retribuciones por este concepto. Adicionalmente, en junio de 2014 la Compañía constituyó una provisión relacionada con la paga correspondiente al ejercicio 2013 como consecuencia principalmente del plan de bajas voluntarias incentivadas denominado “PID”. Provisiones de explotación Las provisiones de explotación se situaron en R$42.040 a 30 de junio de 2014, frente a los R$71.060 contabilizados a 30 de junio de 2013. Este resultado se debe principalmente a la reversión de provisiones en el segundo trimestre de 2014 por importe de R$19.560, debido a la extinción de un expediente regulatorio que objetaba el incumplimiento de las metas de calidad del servicio en lo relativo a los índices de continuidad del suministro eléctrico. Costes de construcción de infraestructuras Los costes por este concepto ascendieron a R$212.171 entre abril y junio de 2014, frente a los R$261.057 contabilizados en el mismo periodo de 2013, lo que supone una reducción del 18,73%. Los costes de construcción se compensan en su totalidad con los ingresos de construcción y se corresponden con las inversiones realizadas por la Compañía en el periodo en la construcción de las infraestructuras que serán utilizadas en la concesión. Ingresos (gastos) financieros Entre abril y junio de 2014 los gastos financieros netos ascendieron a R$277.581, frente a gastos financieros netos de R$151.586 en el mismo periodo del ejercicio anterior. El aumento de los gastos financieros se debe principalmente a la reversión por importe de R$110.398 de la actualización financiera correspondiente a la base de activos regulados (conocida como “base de remuneración regulatoria”, o “BRR”) de la filial Cemig D, reconocida el 30 de junio de 2014. Para más información sobre la composición de los ingresos y gastos financieros, véase la nota 24 de la información financiera intermedia consolidada. Impuesto sobre beneficios (“IRPJ”) y contribución social (“CSLL”) En el segundo trimestre de 2014, los gastos de Cemig relacionados con el pago del Impuesto sobre beneficios y la Contribución social ascendieron a R$355.961, frente a un resultado antes de impuestos de R$1.096.835, alcanzando una deducción impositiva del 32,45%. En el segundo trimestre de 2013, los gastos por este concepto se situaron en R$299.442, frente a un resultado antes de impuestos de R$916.680, lo que equivale a una deducción impositiva del 32,67%. La conciliación entre el tipo impositivo nominal y el tipo efectivo aplicable se recoge en la nota 8 de la información financiera intermedia consolidada.

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INFORMACIÓN ADICIONAL QUE LA COMPAÑÍA ESTIMA RELEVANTE

(Información no revisada por los auditores externos)

Activos y pasivos regulatorios En virtud del proceso de armonización de las normas brasileñas con las Normas Internacionales de Información Financiera (“NIIF”), desde 2010 los activos y pasivos regulatorios ya no se registran en los estados financieros de la Compañía. Del mismo modo, los importes relativos a las partidas regulatorias sólo se reconocen en la cuenta de resultados del ejercicio a partir de su inclusión efectiva en la tarifa eléctrica. De ser reconocidos en la información financiera intermedia consolidada de la Compañía, los efectos de los activos y pasivos regulatorios serían como sigue:

Balance de situación Importes ya

incluidos en los ajustes tarifarios

Importes que se incluirán en el ajuste tarifario

siguiente A 30.06.2014 A 31.12.2013

Activo 1.156.229 969.139 2.125.368 1.307.970

Pasivo (850.518) (511.386) (1.361.904) (963.869)

Puesta en equivalencia de los activos y pasivos regulatorios

116.309 76.899

305.711 457.753 879.773 421.000

A 30.06.2014 A 31.12.2013

Activos

Gastos anticipados: cuenta CVA (1) 2.030.109 1.257.729

Reducción de la tarifa por el uso del sistema de transmisión y distribución - 26.096

Descuentos concedidos a las actividades de riego - 4.913

Otros activos regulatorios 95.259 19.232

2.125.368 1.307.970

Puesta en equivalencia de los activos y pasivos regulatorios 116.309 76.899

Impuestos (Impuesto sobre beneficios y Contribución social) diferidos (296.530) (128.556)

1.945.147 1.256.313

Pasivos

Pasivos regulatorios: cuenta CVA (1) (1.358.144) (950.346)

Otros pasivos regulatorios (3.760) (13.523)

(1.361.904) (963.869)

583.243 292.444

(1) “Cuenta de compensación de las variaciones de los costes que integran el Paquete A” (“CVA”).

Las principales características de los activos y pasivos regulatorios son las que se describen a continuación: Cuenta CVA y neutralidad de los gravámenes sectoriales El saldo de la denominada “cuenta de compensación de las variaciones de los costes que integran el Paquete A” (“CVA”) y de la neutralidad de los gravámenes sectoriales representa las desviaciones positivas y negativas producidas entre los costes no controlables estimados –que sirven de base para el cálculo del ajuste de la tarifa eléctrica– y los costes efectivamente soportados por la Compañía13. Los ajustes

13

N.T. Los “costes no controlables” comprenden los costes derivados de compras de energía eléctrica para la reventa a los consumidor es a tarifa, los costes de transporte de energía y diversas cargas regulatorias. Las desviaciones producidas entre estos costes estimados y los costes reales efectivamente soportados por las compañías distribuidoras se compensan en los ajustes tarifarios futuros, y se reconocen como ingreso o gasto en el balance, según sea el caso.



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positivos o negativos de la tarifa eléctrica son establecidos como compensación de estas desviaciones y se registran como mayor o menor ingreso de ejercicios futuros. Las variaciones se actualizan de acuerdo con la tasa Selic, tipo de interés de referencia de la economía brasileña. El sobrecoste provocado por las mencionadas desviaciones es registrado como ingreso en aquellos casos en que se reconoce a la Compañía la compensación de dicho sobrecoste en los ajustes tarifarios futuros. Otros componentes financieros Se refieren a las desviaciones positivas y negativas producidas entre los costes no controlables estimados que no forman parte de los costes CVA y los costes efectivamente soportados por la Compañía, que se reconocen en los ajustes tarifarios futuros. De ser reconocidos, los efectos netos de los activos y pasivos regulatorios en la cuenta de resultados de la Compañía serían los siguientes:

1S 2014 1S 2013

Resultado del periodo 1.990.963 1.482.585

Resultado operativo de los activos y pasivos regulatorios 374.963 (209.929)

Resultado financiero sobre los activos y pasivos regulatorios 5.928 31.463


Efectos impositivos sobre los activos y pasivos regulatorios (129.503) 60.679

Resultado del periodo teniendo en cuenta los activos y pasivos regulatorios 2.281.760 1.412.062

2T 2014 2T 2013

Resultado del periodo 740.874 617.238

Resultado operativo de los activos y pasivos regulatorios 236.329 105.110

Resultado financiero sobre los activos y pasivos regulatorios 610 16.633


Efectos impositivos sobre los activos y pasivos regulatorios (80.559) (41.392)

Resultado del periodo teniendo en cuenta los activos y pasivos regulatorios 943.496 723.161

EBITDA REGULATORIO (cifras en millones de reales) 1S 2014 1S 2013 Var. (%)

Resultado del periodo teniendo en cuenta los activos y pasivos regulatorios 2.281.760 1.412.062 61,59

+ Gastos por impuestos (impuestos sobre beneficios y contribución social) 1.064.332 597.624 78,09

+ Resultado financiero 369.192 283.659 30,15

+ Amortizaciones 384.524 387.125 (0,67)

= EBITDA REGULATORIO 4.099.808 2.680.470 52,95

EBITDA REGULATORIO (cifras en millones de reales) 2T 2014 2T 2013 Var. (%)

Resultado del periodo teniendo en cuenta los activos y pasivos regulatorios 943.496 723.161 30,47

+ Gastos por impuestos (impuestos sobre beneficios y contribución social) 436.520 340.834 28,07

+ Resultado financiero 276.971 134.953 105,23

+ Amortizaciones 202.491 184.140 9,97

= EBITDA REGULATORIO 1.859.478 1.383.088 34,44


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Información financiera por empresa (consolidación proporcional)

INFORMACIÓN FINANCIERA POR EMPRESA A 30 DE JUNIO DE 2014

HOLDING CEMIG GT CEMIG D CEMIG

TELECOM SÁ

CARVALHO ROSAL

OTRAS ENTIDADES

FILIALES

ELIMINACIONES / TRANSFERENCIAS

TOTAL ENTIDADES

FILIALES TAESA LIGHT MADEIRA GASMIG

OTRAS ENTIDADES DE

CONTROL CONJUNTO

ELIMINACIONES / TRANSFERENCIAS

ENTIDADES FILIALES Y DE

CONTROL CONJUNTO

ACTIVO 14.338.525 12.364.692 13.230.895 331.302 184.744 148.656 551.610 (8.415.176) 32.735.248 4.560.443 4.286.301 2.229.824 1.020.672 2.339.783 (5.927.657) 41.244.614

Efectivo y otros activos líquidos equivalentes 500.860 867.549 535.070 27.048 7.644 8.128 42.478 - 1.988.777 139.612 517.814 30.758 62.441 92.545 - 2.831.947

Cuentas a cobrar - 1.060.057 1.787.961 - 5.472 3.592 34.583 (24.492) 2.867.173 89.332 532.433 23.423 62.436 32.336 (7.409) 3.599.724

Instrumentos financieros de renta fija 364.025 299.404 432.317 1.344 25.971 11.707 144.639 - 1.279.407 88.093 - - 41.655 57.523 - 1.466.678

Impuestos y otros tributos 488.338 117.729 1.548.891 28.203 558 102 1.974 - 2.185.795 299.980 317.958 7.951 55.404 7.095 - 2.874.183

Otros activos 752.190 314.681 1.833.129 21.384 4.030 383 44.074 (482.345) 2.487.526 56.179 410.108 153.113 158.111 142.664 (296.285) 3.111.416

Inversiones/Inmovilizado material/Intangibles/Activo financiero asociado a las concesiones

12.233.112 9.705.272 7.093.527 253.323 141.069 124.744 283.862 (7.908.339) 21.926.570 3.887.247 2.507.988 2.014.579 640.625 2.007.620 (5.623.963) 27.360.666

PASIVO 14.338.525 12.364.692 13.230.895 331.302 184.744 148.656 551.610 (8.415.176) 32.735.248 4.560.443 4.286.301 2.229.824 1.020.672 2.339.783 (5.927.657) 41.244.614

Proveedores y suministros 6.784 247.160 1.194.008 17.054 6.159 4.544 6.662 (38.559) 1.443.812 20.780 348.265 58.118 39.920 25.212 (8.551) 1.927.556

Préstamos, financiaciones y obligaciones simples - 5.521.853 5.929.738 28.221 - - 74.017 - 11.553.829 2.064.071 2.216.384 1.281.566 241.631 571.687 - 17.929.168

Intereses sobre capital propio y dividendos 1.331.673 385.302 - - 30.013 18.794 20.205 (454.314) 1.331.673 2.771 128.931 - 1.094 42.686 (175.482) 1.331.673

Prestaciones post-empleo y otros beneficios sociales 128.778 571.131 1.818.936 - - - - - 2.518.845 - 43 - - - - 2.518.888

Impuestos y otros tributos 20.847 496.437 1.161.898 10.153 40.014 1.430 30.872 - 1.763.651 662.090 242.057 32.270 56.499 37.348 - 2.793.915

Otros pasivos 146.521 363.940 698.352 42.367 607 671 16.706 (13.969) 1.255.195 29.346 292.201 194.671 150.185 (26.565) (19.862) 1.875.171

Patrimonio neto 12.703.922 4.778.869 2.425.963 233.507 107.951 123.217 403.148 (7.908.334) 12.868.243 1.781.385 1.058.420 663.199 531.343 1.689.415 (5.723.762) 12.868.243

RESULTADO

Ingresos de explotación, netos 160 4.530.266 4.840.189 57.411 28.511 22.707 173.067 (153.781) 9.498.530 277.157 1.278.231 109.275 395.066 107.914 (49.362) 11.616.811

Gastos de explotación (48.322) (1.591.500) (4.709.725) (46.224) (13.681) (18.354) (53.887) 148.128 (6.333.565) (61.020) (1.140.774) (98.706) (356.754) (73.076) 28.631 (8.035.264)

Compras de energía eléctrica - (766.790) (2.761.716) - (6.999) (11.193) (27.048) 75.764 (3.497.982) - (823.888) (52.972) - (8.069) 19.069 (4.363.842)

Cargos po el uso de la red de transmisión - (131.123) (258.837) - - (1.401) (2.673) 59.808 (334.226) - - (18.443) - (2.597) 20.657 (334.609)

Compras de gas - - - - - - - - - - - - (327.595) - - (327.595)

Costes de construcción de infraestructuras - (37.092) (324.149) - - - - - (361.241) (11.560) (69.623) - - (3.455) - (445.879)

Gastos de personal (19.787) (147.403) (422.119) (6.417) (648) (780) (2.731) - (599.885) (19.973) (53.456) (2.762) (7.955) (21.723) - (705.754)

Participación de empleados y directivos en los resultados (7.756) (30.113) (97.679) (717) (66) (77) (1) - (136.409) (2.718) - (400) - (98) - (139.625)

Prestaciones post-empleo y otros beneficios sociales (5.534) (24.078) (76.346) - - - - - (105.958) - - - - - - (105.958)

Materiales (58) (132.327) (24.247) (38) (255) (144) (189) - (157.258) (10.782) (6.351) (186) (618) (135) - (175.330)

Servicios exteriores (8.372) (67.266) (341.886) (10.894) (1.903) (1.580) (10.466) 17.679 (424.688) (10.736) (68.848) (3.191) (2.029) (13.730) 315 (522.907)

Regalías por el uso de recursos hídricos - (66.774) - - (821) (781) (1.248) - (69.624) - - (905) - (439) - (70.968)

Amortizaciones y pérdidas por deterioro (254) (139.729) (210.387) (17.679) (2.745) (2.190) (8.777) (2.763) (384.524) (619) (64.557) (18.271) (10.292) (18.221) (7.555) (504.039)

Provisiones de explotación 5.216 (8.273) (43.752) (12) - (2) - - (46.823) 605 (25.922) - - (306) - (72.446)

Otros gastos de explotación, netos (11.777) (40.532) (148.607) (10.467) (244) (206) (754) (2.360) (214.947) (5.237) (28.129) (1.576) (8.265) (4.303) (3.855) (266.312)


(48.162) 2.938.766 130.464 11.187 14.830 4.353 119.180 (5.653) 3.164.965 216.137 137.457 10.569 38.312 34.838 (20.731) 3.581.547

Resultado de entidades valoradas por el método de la participación 1.837.088 (7.816) - (12.691) - - 900 (1.681.534) 135.947 438 (2.195) - - 30.929 (169.481) (4.362)

Ingresos financieros 32.009 82.812 160.849 2.798 1.514 796 11.568 - 292.346 37.024 43.335 1.790 22.667 7.578 - 404.740

Gastos financieros (3.253) (275.963) (381.100) (1.571) (306) (41) (5.232) - (667.466) (143.177) (105.266) (32.104) (10.986) (21.274) - (980.273)

Resultado antes de impuestos 1.817.682 2.737.799 (89.787) (277) 16.038 5.108 126.416 (1.687.187) 2.925.792 110.422 73.331 (19.745) 49.993 52.071 (190.212) 3.001.652

Impuestos (impuesto sobre beneficios y contribución social) corrientes - (945.268) (93.943) (3.668) (5.990) (1.028) (30.187) - (1.080.084) (42.601) (33.730) - (17.265) (4.377) - (1.178.057)

Impuestos (impuesto sobre beneficios y contribución social) diferidos 8.960 18.326 116.835 (335) 557 10 902 - 145.255 15.251 7.697 359 - (1.194) - 167.368

RESULTADO DEL PERIODO 1.826.642 1.810.857 (66.895) (4.280) 10.605 4.090 97.131 (1.687.187) 1.990.963 83.072 47.298 (19.386) 32.728 46.500 (190.212) 1.990.963

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Consejo de Administración Reuniones Durante el año 2013 se celebraron 28 sesiones del Consejo de Administración, en las que se adoptaron acuerdos relativos a diversos asuntos, entre ellos la planificación estratégica y los proyectos de inversión de la Compañía, incluyendo las adquisiciones de otros activos. Composición, nombramiento y mandato El actual mandato del Consejo de Administración comenzó el 30 de abril de 2014, fecha de celebración de la Junta General Ordinaria del año 2014. Los miembros del Consejo fueron elegidos mediante el sistema de voto acumulativo. El mandato de los actuales miembros del Consejo de Administración finalizará en la fecha de celebración de la Junta General Ordinaria del año 2016. Principales responsabilidades y atribuciones Además de las competencias establecidas en la Ley, también constituyen responsabilidades y atribuciones del Consejo de Administración las siguientes:

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

Resolver sobre la enajenación de bienes, la contratación de préstamos y financiaciones, la constitución de gravámenes reales sobre los bienes que integran el activo fijo de la Compañía, la prestación de garantías a terceros, así como cualquier otro acto o negocio jurídico cuyo importe individual sea igual o superior a la cifra de catorce millones de reales;

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

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

Comités

El Consejo de Administración tiene constituida en su seno una estructura de comités que tienen por objeto examinar y discutir previamente los asuntos que se someterán a la decisión del Consejo. Estos comités son los siguientes: 1. Comité de Apoyo al Consejo de Administración; 2. Comité de Gobierno Corporativo y Sostenibilidad; 3. Comité de Recursos Humanos; 4. Comité de Estrategia;

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5. Comité de Desarrollo de Negocios y Control Empresarial de Entidades de Control Conjunto y Asociadas;

6. Comité de Finanzas, Auditoría y Control de Riesgos. Cualificación y retribución El Consejo de Administración está integrado por miembros con formación en distintos campos del conocimiento, tales como administración y dirección de empresas, ingeniería, derecho y ciencias económicas, con gran experiencia en la gestión de negocios. Corresponde a la Junta General fijar la retribución global o individual de los miembros del Consejo, con arreglo a lo establecido en la legislación vigente. La composición del Consejo de Administración y las hojas de vida de sus miembros se encuentran disponibles en nuestro sitio web: http://ri.cemig.com.br. Comité de Auditoría y Control Además de las atribuciones previstas en la Ley de Sociedades Anónimas, con el fin de cumplir los requerimientos establecidos en la Ley Sarbanes-Oxley, a la que estamos sujetos por tener nuestras acciones inscritas en la Securities and Exchange Commission (SEC), la agencia reguladora del mercado de valores de EE.UU., optamos por acogernos a lo dispuesto en el Exchange Act, regla 10-3A, reglamentado por la normativa 82-1234 de la SEC, en el que se establece que las funciones que deben desempeñar los Comités de Auditoría y Control conforme a lo definido en la Ley Sarbanes-Oxley podrán atribuirse al Consejo de Auditoría de la Compañía. Junta Directiva Nuestra Junta Directiva está integrada por once miembros, nombrados por el Consejo de Administración para un mandato de tres años, pudiendo ser reelegidos o cesados en cualquier momento por el Consejo. Las atribuciones individuales de cada uno de los Directores son fijadas por el Consejo de Administración y se recogen en los Estatutos Sociales de la Compañía. Los Directores ejercen sus cargos en régimen de tiempo integral y de dedicación exclusiva al servicio de la Compañía, permitiéndoseles el ejercicio simultáneo, pero sin goce de sueldo, de cargos en los órganos de gobierno de las sociedades filiales, de control conjunto y asociadas de Cemig, previo acuerdo del Consejo de Administración. No obstante lo anterior, han de ejercer obligatoriamente los cargos correspondientes en las filiales Cemig Distribuição, S.A. y Cemig Geração e Transmissão, S.A.. El mandato de los actuales miembros de la Junta Directiva finalizará en la fecha de celebración de la primera reunión del Consejo de Administración siguiente a la Junta General Ordinaria del año 2015.

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

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

Resolver sobre la enajenación de bienes, la contratación de préstamos y financiaciones, la constitución de gravámenes reales sobre los bienes que integran el activo fijo de la Compañía, la prestación de garantías a terceros, así como cualquier otro acto o negocio jurídico cuyo importe individual sea inferior a la cifra de catorce millones de reales.

La Junta Directiva suele reunirse una vez a la semana. Durante el año 2013 se celebraron 56 sesiones de dicho órgano. La composición de la Junta Directiva y las hojas de vida de sus miembros se encuentran disponibles en nuestro sitio web: http://ri.cemig.com.br. Consejo de Auditoría Reuniones Durante el año 2013 se celebraron 12 sesiones del Consejo de Auditoría. Composición, nombramiento y mandato Contamos con un Consejo de Auditoría permanente, compuesto por cinco miembros titulares y sus respectivos suplentes, elegidos por la Junta General Ordinaria para un mandato de un año, pudiendo ser reelegidos del modo siguiente:

Un miembro nombrado por los titulares de acciones preferentes;

Un miembro nombrado por los titulares de acciones ordinarias que no pertenezcan al grupo de control y que representen como mínimo el 10% del capital social;

Tres miembros nombrados por el accionista mayoritario.

Principales responsabilidades y atribuciones Además de las atribuciones previstas en la Ley de Sociedades Anónimas, con el fin de cumplir los requerimientos establecidos en la Ley Sarbanes-Oxley, a la que estamos sujetos por tener nuestras acciones inscritas en la Securities and Exchange Commission (SEC), la agencia reguladora del mercado de valores de EE.UU., optamos por acogernos a lo dispuesto en el Exchange Act, regla 10-3A, reglamentado por la normativa 82-1234 de la SEC, en el que se establece que las funciones que deben desempeñar los Comités de Auditoría y Control conforme a lo definido en la Ley Sarbanes-Oxley podrán atribuirse al Consejo de Auditoría de la Compañía.


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Cualificación y retribución El Consejo de Auditoría es un órgano multidisciplinario y está integrado por miembros con formación en distintos campos del conocimiento, tales como ciencias contables, ciencias económicas y administración y dirección de empresas. Corresponde a la Junta General fijar la retribución de los miembros del Consejo, con arreglo a lo establecido en la legislación vigente. La composición del Consejo de Auditoría y las hojas de vida de sus miembros se encuentran disponibles en nuestro sitio web: http://ri.cemig.com.br. Ley Sarbanes-Oxley Cemig obtuvo la primera certificación de su sistema de control interno orientado a mitigar los riesgos relacionados con la preparación y publicación de los estados financieros de la Compañía, la cual se emitió de conformidad con lo establecido en la sección 404 de la Ley Sarbanes-Oxley y en las normas del Public Company Accounting Oversight Board (PCAOB), que integra el Formulario 20-F relativo al ejercicio social terminado el 31 de diciembre de 2006, el cual fue inscrito en los registros oficiales de la Securities and Exchange Commission (SEC) de EE.UU. con fecha 23 de julio de 2007. Gestión del riesgo La gestión de los riesgos corporativos es una herramienta de gestión que forma parte de las prácticas de gobierno corporativo de Cemig. Los riesgos se clasifican como riesgos estratégicos y riesgos de proceso u operacionales. El objetivo es brindar información a la Alta Dirección para tomar decisiones relativas a la gestión de los riesgos más relevantes, preservando así el valor de la Compañía. Los riesgos estratégicos están relacionados con los objetivos y la visión de la Compañía, así como con las decisiones estratégicas que puede que no cumplan con los objetivos establecidos. Con respecto a los riesgos estratégicos, hay una matriz de riesgos en la que se han identificado 17 riesgos estratégicos, tales como las restricciones para obtener financiación, la renovación de las concesiones y las contingencias medioambientales. Por su parte, los riesgos operacionales surgen del ejercicio de las funciones de negocio, es decir, están relacionados con las personas, los sistemas y los procesos de los que dependen las operaciones. El cuaderno de riesgos del último ciclo de revisión (llevado a cabo en 2012) identificó 160 riesgos, entre los cuales figuran la rotura de presas, las incertidumbres regulatorias con respecto a la comercialización de energía por la generadora y la no reducción de las pérdidas técnicas y no técnicas a los niveles establecidos por el regulador. Entre 2012 y 2014, se han invertido alrededor de 2 millones de reales en la mejora del proceso de gestión del riesgo de Cemig, consistente en la revisión del modelo de gestión y la implementación de un nuevo sistema (módulo SAP GRC RM), lo que ha


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aumentado la transparencia y la fiabilidad de todo el proceso. La nueva herramienta permite, entre otras funcionalidades: La gestión de los agentes involucrados en la gestión del riesgo, tales como el gestor

del proceso, el equipo de gestión de riesgos corporativos, gerentes, jefes de departamento y directores.

La inserción de nuevos parámetros en el modelo de gestión del riesgo, ahora teniendo en cuenta, por ejemplo: las causas y consecuencias de un riesgo y su asignación a los diferentes niveles de la organización.

La vinculación de un riesgo manejado a nivel operativo con un riesgo evaluado a nivel estratégico.

En la actualidad se está revisando la matriz de riesgos de los procesos de la Compañía, teniendo en cuenta las nuevas posibilidades abiertas por la nueva metodología y la nueva herramienta. Estructura funcional El principal factor determinante para la elección de la estructura funcional adoptada se refiere a la gestión descentralizada del riesgo, poniendo de relieve el carácter corporativo y matricial de las funciones, tales como la monitorización centralizada por la Gerencia de Gestión del Riesgo, que genera información relevante desde una visión sistémica, además de atender los requerimientos del Comité de Gestión de Riesgos Corporativos, encargado de analizar y dar cumplimiento a las decisiones del Consejo de Administración y de la Junta Directiva. Retos Los principales retos planteados en cuanto a la gestión del riesgo son los siguientes:

Mejora de la metodología de estimación de la exposición al riesgo financiero, con el fin de proporcionar la mayor objetividad posible a la evaluación realizada por los gestores, brindando a la Alta Dirección una mayor seguridad en el proceso de toma de decisiones. Los resultados esperados son la mejora de la calidad de la información relacionada con la matriz y la garantía y cumplimiento de las directrices emanadas de la política de gestión del riesgo;

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

Declaración de Principios Éticos y Código de Conducta Profesional En mayo de 2004 se aprobó la Declaración de Principios Éticos y el Código de Conducta Profesional de Cemig, reglamentos que tienen el objetivo de mejorar el sistema de gobierno corporativo y ampliar la transparencia de la Compañía. La Declaración de Principios Éticos y el Código de Conducta Profesional están Consolidados bajo 11 Principios que establecen las conductas y valores éticos inherentes a la cultura corporativa de la Compañía. Estos reglamentos se encuentran disponibles en nuestro sitio web: http://ri.cemig.com.br.


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Comisión de Ética El 12 de agosto de 2004 se constituyó la Comisión de Ética de Cemig, integrada por tres miembros titulares y tres suplentes, que tiene encomendada la función de gestionar el cumplimiento de las disposiciones contenidas en la Declaración de Principios Éticos y en el Código de Conducta Profesional de la Compañía. La Comisión de Ética recibe y da curso a todas las denuncias de violación de las disposiciones éticas contenidas en los reglamentos de la Compañía, siempre y cuando el denunciante esté debidamente identificado. Las denuncias deben remitirse mediante documento escrito y firmado por el interesado a la siguiente dirección: Avenida Barbacena, n.° 1200, SA/17°/B2, acompañadas de las pruebas correspondientes (declaraciones de testigos, documentos comprobatorios u otros medios idóneos). La Comisión también cuenta con un correo electrónico y un teléfono de contacto ampliamente difundidos entre todos los empleados de la Compañía. En diciembre de 2006 se inauguró el “Canal de Denuncias Anónimas”, disponible por la red de intranet corporativa, y que tiene por finalidad recibir e investigar denuncias de prácticas irregulares contrarias a los intereses de la Compañía, tales como: fraudes financieros, incluyendo la adulteración, falsificación o supresión de documentos financieros, fiscales y contables; apropiación indebida de bienes y recursos; recepción de ventajas indebidas por parte de directivos y empleados; y contrataciones ilegales. Este canal representa un avance más hacia la transparencia, la corrección y la ampliación de las prácticas de buen gobierno corporativo adoptadas por la Compañía, promoviendo la mejora de la gestión de nuestros negocios y reafirmando nuestros preceptos éticos.

POSICIÓN DE LOS ACCIONISTAS CON MÁS DEL 5% DEL CAPITAL CON DERECHO A VOTO FECHA DE REFERENCIA: 30.06.2014

ACCIONISTA ACCIONES

ORDINARIAS (%)

ACCIONES PREFERENTES

(%) NÚMERO TOTAL

DE ACCIONES (%)

Estado de Minas Gerais 214.414.739 50,96 65.965.387 7,87 280.380.126 22,27 Otros entes estatales 56.703 0,01 13.036.270 1,84 13.092.973 1,00 Total Accionista de Control 214.471.442 50,97 79.001.657 9,43 293.473.099 23,31 AGC Energia, S.A. (2) 138.700.848 32,96 42.671.763 5,09 181.372.611 14,41

Nota: (1) La accionista AGC Energia, S.A. es una filial íntegramente participada por la sociedad Andrade Gutierrez

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

PARTICIPACIÓN ACCIONARIAL DEL ACCIONISTA DE CONTROL, DEL CONSEJO DE ADMINISTRACIÓN Y DE

LA JUNTA DIRECTIVA, Y NÚMERO DE ACCIONES EN CIRCULACIÓN A 30.06.2014

A 30.06.2014

ACCIONES ORDINARIAS ACCIONES PREFERENTES

Accionista de Control 214.471.442 79.001.657 Consejo de Administración 93.600 132.658 Junta Directiva 9 1.280 Acciones en cartera 69 560.649 Acciones en circulación (capital flotante “Free Float”) 206.199.588 758.380.702

TOTAL 420.764.708 838.076.946

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Relaciones con Inversores En el año 2013, a través de acciones estratégicas con el fin de proporcionar a los inversores y accionistas una evaluación correcta de nuestros negocios y de nuestras perspectivas de crecimiento y creación de valor, aumentamos la exposición de Cemig en el mercado nacional y global de capitales. Hemos mantenido un flujo de comunicación constante y proactivo con el mercado inversor con vistas a reforzar nuestra credibilidad, aumentar el interés por Cemig y asegurar la satisfacción de los inversores con respecto a las acciones de la Compañía. Los resultados trimestrales y anuales de Cemig se hacen públicos por medio de presentaciones retransmitidas en directo por Internet y teleconferencia con traducción simultánea al inglés. Las presentaciones siempre cuentan con la participación de miembros de la Junta Directiva y tienen el propósito de desarrollar una relación cada vez más transparente y en línea con las mejores prácticas de gobierno corporativo. Con el fin de atender a nuestros accionistas repartidos por más de 40 países, Cemig se ha hecho presente en diversos seminarios, conferencias y encuentros con inversores, además de congresos, jornadas, exposiciones y road shows en importantes plazas financieras de Brasil y del extranjero. Asimismo, la Compañía ha realizado varias teleconferencias y videoconferencias con analistas, inversores y otras partes interesadas del mercado de capitales. Hacia fines de mayo de 2013, realizamos por decimoctavo año consecutivo nuestro ya tradicional Encuentro Anual Cemig-Apimec (Asociación Brasileña de Analistas y Profesionales de Inversión del Mercado de Capitales) en la ciudad de Uberlândia, Minas Gerais. Durante el evento, estos profesionales tuvieron la oportunidad de estar en contacto directo con los directivos y principales ejecutivos de la Compañía. Gobierno corporativo Nuestro modelo de gobierno corporativo se basa en los principios de transparencia, equidad y rendición de cuentas, así como en la definición clara y objetiva de las atribuciones y responsabilidades de los principales órganos de gobierno de la Compañía, es decir, el Consejo de Administración y la Junta Directiva, en lo que respecta a la formulación, aprobación y ejecución de las políticas y directrices relacionadas con la gestión de nuestros negocios. Nuestras actuaciones van dirigidas a garantizar el crecimiento sostenible de la Compañía por medio del equilibrio entre las vertientes económicas, financieras, medioambientales y sociales de nuestros proyectos, con la finalidad de profundizar las relaciones con nuestros accionistas, clientes, colaboradores, proveedores y demás grupos de interés. Desde el año 2001, las acciones ordinarias (“CMIG3”) y preferentes (“CMIG4”) de Cemig cotizan en el nivel 1 de Gobierno Corporativo de la bolsa de valores de São

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Paulo (Bovespa)14 con el objetivo de aumentar la transparencia de la información suministrada al mercado por parte de la Compañía y, por ende, proporcionar a nuestros accionistas las mejores prácticas de gobierno corporativo. Nuestras acciones preferentes (“CIG”) y ordinarias (“CIG.C”) también cotizan en la bolsa de valores de Nueva York (NYSE) por medio de American Depositary Receipts (ADR). Debido a ello, la Compañía está sujeta a la reglamentación dictada por la Securities and Exchange Commission (SEC), la agencia reguladora del mercado de valores de EE.UU., así como a lo dispuesto en el “Código de Compañías Admitidas a Negociación en NYSE”. Por último, cabe destacar que desde el año 2002 las acciones preferentes (“XCMIG”) de Cemig están admitidas a negociación en Latibex, un segmento de la Bolsa de Madrid donde se cotizan valores de América Latina. Desde fines del año 2006, nuestros principales procedimientos internos relacionados con la preparación de los estados financieros consolidados se encuentran adecuados a los requerimientos de la Ley Sarbanes-Oxley de EE.UU., particularmente los establecidos en la sección 404 de dicha ley. Nuestros Estatutos Sociales incluyen las siguientes metas y objetivos establecidos en nuestro Plan Estratégico a Largo Plazo (el “Plan Director”) y en nuestra política de dividendos:

Ratio de endeudamiento consolidado no superior a dos (2) veces el EBITDA de la Compañía;

Ratio consolidado de endeudamiento, medido como deuda neta / (deuda neta + patrimonio neto), no superior al cuarenta por ciento (40%);

Saldo consolidado de los recursos registrados en el activo corriente no superior al cinco por ciento (5%) del EBITDA de la Compañía;

Monto consolidado de los recursos destinados a las inversiones de capital y la adquisición de otros activos en cada ejercicio social no superior al cuarenta por ciento (40%) del EBITDA de la Compañía;

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

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

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

Ratio de endeudamiento consolidado no superior a dos coma cinco (2,5) veces el EBITDA de la Compañía;

Ratio consolidado de endeudamiento, medido como deuda neta / (deuda neta + patrimonio neto), no superior al cincuenta por ciento (50%);

Saldo consolidado de los recursos registrados en el activo corriente no superior al diez por ciento (10%) del EBITDA de la Compañía.

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N.T. Conjunto de normas de buen gobierno corporativo que se consideran importantes para la valoración de las acciones y demás activos de una compañía.

*“Deloitte” se refiere a una sociedad de responsabilidad limitada const ituida en el Reino Unido, "Deloitte Touche Tohmatsu Limited", y su red de firmas miembro, cada una de las cuales const ituye una ent idad juríd ica independiente. Consulte la página web www.deloitte.com/about para ver una descripción detallada de la estructura legal de Deloitte Touche Tohmatsu Limited y sus f irmas miembro. © 2014. Deloitte Touche Tohmatsu. Todos los derechos reservados.

Deloitte Touche Tohmatsu* Rua [calle] Paraíba, 1122

[plantas] 20º/21º 30130-141 - Belo Horizonte - MG

Brasil Teléfono: +55 31 3269-7400

Fax: +55 31 3269-7470 Sitio web: www.deloitte.com.br

INFORME DE REVISIÓN LIMITADA SOBRE LA INFORMACIÓN

FINANCIERA INTERMEDIA

A los Accionistas, Consejeros y Administradores de

COMPANHIA ENERGÉTICA DE MINAS GERAIS – CEMIG

Introducción

Hemos realizado una revisión limitada de la información financiera intermedia individual de

COMPANHIA ENERGÉTICA DE MINAS GERAIS – CEMIG (la “Compañía”) y de la información

financiera intermedia consolidada de COMPANHIA ENERGÉTICA DE MINAS GERAIS – CEMIG y

Sociedades Participadas (el “Grupo”) contenida en el Informe Financiero Trimestral (“ITR”) del

segundo trimestre de 2014, que comprende el balance de situación a 30 de junio de 2014, la cuenta

de resultados y el estado del resultado global correspondientes a los periodos de tres y seis meses

terminados en dicha fecha, el estado de cambios en el patrimonio neto y el estado de flujos de

efectivo correspondientes al periodo de seis meses terminado en dicha fecha, así como las notas

explicativas adjuntas.

Es responsabilidad de los Administradores de la Compañía la elaboración de la información

financiera intermedia individual de acuerdo con los requisitos establecidos en el Pronunciamiento

Técnico CPC 21 (R1): “Estados financieros intermedios”, y de la información financiera intermedia

consolidada de acuerdo con los requisitos establecidos en el Pronunciamiento Técnico CPC 21 (R1)

y en la Norma Internacional de Contabilidad (NIC) 34: “Información financiera intermedia”,

emitida por el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (“IASB”), así como la

presentación de dicha información financiera intermedia de conformidad con las normas específicas

de la Comisión del Mercado de Valores de Brasil (“CVM”) para la preparación de la información

financiera de periodos intermedios. Nuestra responsabilidad es expresar una conclusión sobre esta

información financiera intermedia basada en nuestra revisión limitada.

Alcance de la revisión

Nuestra revisión se ha realizado de acuerdo con las normas brasileñas de revisión de información

financiera intermedia (NBC TR 2410) y la Norma Internacional de Trabajos de Revisión (NITR)

2410: "Revisión de Información Financiera Intermedia realizada por el Auditor Independiente de la

Entidad". Una revisión limitada de información financiera intermedia consiste en la formulación de

preguntas, principalmente al personal responsable de los asuntos financieros y contables, y en la

aplicación de ciertos procedimientos analíticos y otros procedimientos de revisión. El alcance de

una revisión limitada es sustancialmente menor que el de una auditoría y, por consiguiente, no

permite asegurar que todos los asuntos significativos que podrían ser identificados en una auditoría

lleguen a nuestro conocimiento. Por tanto, no expresamos una opinión de auditoría sobre la

información financiera intermedia adjunta.


Conclusión sobre la información financiera intermedia individual

Como resultado de nuestra revisión limitada, que en ningún momento puede ser entendida como

una auditoría de cuentas, no ha llegado a nuestro conocimiento ningún asunto que nos haga concluir

que la información financiera intermedia individual antes mencionada no ha sido preparada, en

todos sus aspectos significativos, de acuerdo con los requisitos establecidos en el Pronunciamiento

Técnico CPC 21 (R1), o que no ha sido presentada de conformidad con las normas específicas de

CVM para la preparación de la información financiera de periodos intermedios.

Conclusión sobre la información financiera intermedia consolidada

Como resultado de nuestra revisión limitada, que en ningún momento puede ser entendida como

una auditoría de cuentas, no ha llegado a nuestro conocimiento ningún asunto que nos haga concluir

que la información financiera intermedia consolidada antes mencionada no ha sido preparada, en

todos sus aspectos significativos, de acuerdo con los requisitos establecidos en el Pronunciamiento

Técnico CPC 21 (R1) y en la Norma Internacional de Contabilidad (NIC) 34, o que no ha sido

presentada de conformidad con las normas específicas de CVM para la preparación de la

información financiera de periodos intermedios.

Énfasis


Tal y como se indica en las notas 6 y 10 de la información financiera intermedia adjunta, la filial

CEMIG DISTRIBUIÇÃO, S.A. efectuó el registro contable de los traspasos directos de recursos del

fondo sectorial “Cuenta de Desarrollo Energético” (CDE) y a través de la Cámara de

Comercialización de Energía Eléctrica (“CCEE”) correspondientes al periodo de tres y seis meses

terminado el 30 de junio de 2014, lo cual tuvo como efecto la reducción del coste de las compras de

energía eléctrica para reventa. Nuestra conclusión no contiene modificación alguna en relación con

esta cuestión.

Extensión del plazo de concesión de la central hidroeléctrica de Jaguara

Tal y como se indica en la nota 13 de la información financiera intermedia adjunta, el contrato de

concesión de la central hidroeléctrica de Jaguara (“CHE Jaguara”) expiró en agosto de 2013. El 30

de agosto de 2013, la filial CEMIG GERAÇÃO E TRANSMISSÃO, S.A. obtuvo una medida cautelar a

raíz del recurso de amparo constitucional interpuesto ante el Tribunal Superior de Justicia de Brasil

(“STJ”). La medida cautelar asegura que CEMIG GERAÇÃO E TRANSMISSÃO, S.A. continúe al frente

de la concesión de la CHE Jaguara para explotar el servicio público que le fue concedido en virtud

del aludido contrato hasta que se dicte el fallo final. Con base en los términos de la medida cautelar,

la Compañía viene registrando los ingresos y los gastos de operación de la CHE Jaguara, teniendo

en cuenta que sigue con el control de dicha planta. El fallo del STJ es una decisión preliminar y no

constituye una decisión de fondo sobre el recurso presentado, el cual será objeto de revisión por

parte de esta ilustre corte judicial en una fecha posterior. Nuestra conclusión no contiene

modificación alguna en relación con esta cuestión.

Activo financiero asociado a las concesiones de transmisión

Tal y como se indica en la nota 11 de la información financiera intermedia adjunta, de conformidad

con lo dispuesto en la Ley N.° 12.783/2013, la filial CEMIG GERAÇÃO E TRANSMISSÃO, S.A. remitió

a la autoridad concedente la información requerida con la finalidad de lograr que dicha autoridad

apruebe el importe a abonar a la Compañía en concepto de compensaciones por los activos

reversibles que son objeto del contrato de concesión de transmisión de energía eléctrica N.o

006/1997 y que fueron producidos hasta mayo de 2000, por importe de 596.903 miles de reales. La

determinación del importe efectivo de las compensaciones por estos activos, así como las


condiciones, la forma de remuneración y los plazos para el pago de dichas cantidades se encuentran

pendientes de aprobación por parte de la autoridad concedente. Nuestra conclusión no contiene

modificación alguna en relación con esta cuestión.

Otras cuestiones

Estados de valor añadido intermedios (EVA)

También hemos revisado los estados de valor añadido (EVA), individual y consolidado,

correspondientes al periodo de seis meses terminado el 30 de junio de 2014, cuya formulación es

responsabilidad de los Administradores de la Compañía. La presentación de los estados de valor

añadido es requerida de acuerdo con las normas específicas de CVM para la preparación de la

información financiera de periodos intermedios, aunque quedan fuera del alcance de las Normas

Internacionales de Información Financiera (“NIIF”). Hemos aplicado a dichos estados financieros

los mismos procedimientos de revisión limitada mencionados anteriormente y, como resultado de

nuestra revisión, no ha llegado a nuestro conocimiento ningún asunto que nos haga concluir que

dichos estados financieros no han sido preparados, en todos sus aspectos significativos, de

conformidad con la información financiera intermedia individual y consolidada, tomada en su

conjunto.

En Belo Horizonte, a 12 de agosto de 2014.

DELOITTE TOUCHE TOHMATSU José Ricardo Faria Gomez

AUDITORES INDEPENDIENTES Contador Público

CRC-2SP 011.609/O-8 F/MG CRC-1SP 218.398/O-1 T/MG



107 CEMI

CEM

IG

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