R$400.000.000,00 - Cemig - INFOinvest

OFERTA PÚBLICA DE DEBÊNTURESPROSPECTO PRELIMINARR$400.000.000,00RATING “FITCH” A+(BRA)COORDENADOR LÍDEROS INVESTIDORES DEVEM LER A SEÇÃO DE FATORES DE RISCO NAS PÁGINAS 21 A 35 DESTE PROSPECTO.

Prospecto Preliminar da Segunda Emissão Pública de Debêntures Simples,Não Conversíveis emAções, da Espécie Quirografária, em Série Única, de Emissão da“Este Prospecto Preliminar e as informações aqui contidas serão objeto de análise por parte da CVM, que examinará sua consistência. Este Prospecto Preliminar está sujeito a modificações e complementações, as quais, caso ocorram,serão incorporadas no Prospecto Definitivo. O Prospecto Definitivo será colocado à disposição dos investidores, para entrega, nos locais onde serão colocadas as Debêntures junto ao público, durante sua distribuição”CompanhiaAberta - CNPJ n° 06.981.180/0001-16Avenida Barbacena, 1200 - 17º andar,AlaA130190-131 - Belo Horizonte - MGISIN: BRCMGDDBS017Rating “Fitch”A+(bra)R$400.000.000,00Distribuição Pública de 40.000 (quarenta mil) debêntures simples, não conversíveis em ações, da 2ª Emissão da CEMIG Distribuição S.A. (“CEMIGDistribuição”, “Companhia” ou “Emissora”), todas nominativas e escriturais, da espécie quirografária, em série única, com valor nominal unitário deR$10.000,00 (dez mil reais) (as “Debêntures”), no dia 15 de dezembro de 2007 (a “Data de Emissão”), no valor total de R$400.000.000,00(quatrocentos milhões de reais) (a “Emissão” ou a “Oferta”).AOferta foi aprovada em reunião do Conselho deAdministração da Emissora realizada em30 de agosto de 2007, cuja ata foi retificada pela reunião do Conselho deAdministração da Emissora realizada em 30 de outubro de 2007, sendo que ambasas atas foram arquivadas na Junta Comercial do Estado de Minas Gerais - JUCEMG (a “JUCEMG”) sob os nºs 3809695 e 3810469, em 19 de novembro de2007 e 20 de novembro de 2007, respectivamente, e publicadas nos jornais “Minas Gerais”, “Gazeta Mercantil - Edição Nacional” e “O Tempo” em 22 denovembro de 2007.Ataxa final de remuneração das Debêntures foi aprovada pelo Conselho deAdministração da Companhia em reunião realizada em [•],cuja ata será arquivada na JUCEMG e publicada no nos jornais “Minas Gerais”, “Gazeta Mercantil - Edição Nacional” e “O Tempo”.As Debêntures terão registro: (a) para colocação no mercado primário por meio do SDT - Sistema de Distribuição de Títulos (o “SDT”), administrado pelaCETIP- Câmara de Custódia e Liquidação (a “CETIP”), com base nas políticas e diretrizes fixadas pelaAssociação Nacional das Instituições do MercadoFinanceiro (a “ANDIMA”), sendo a integralização das Debêntures, neste caso, liquidadas e custodiadas na CETIP; e (b) para negociação, no mercadosecundário, por meio do (i) SND - Sistema Nacional de Debêntures (o “SND”), administrado pela CETIP, com base nas políticas e diretrizes fixadas pelaANDIMA, sendo as Debêntures liquidadas e custodiadas na CETIP; e/ou (ii) por meio do Sistema BOVESPAFIX (o “BOVESPAFIX”), sendo asDebêntures liquidadas e custodiadas na CBLC - Companhia Brasileira de Liquidação e Custódia (a “CBLC”).AOferta das Debêntures foi registrada perante a CVM sob o nº CVM/SRE/DEB/2007/ [•], em [•].“O registro da Oferta não implica, por parte da CVM, na garantia da veracidade das informações prestadas ou em julgamento sobre a qualidadeda Companhia, bem como sobre as Debêntures a serem distribuídas no âmbito da Oferta.”Para avaliação dos riscos associados à Companhia e à Oferta, os investidores devem ler a seção “Fatores de Risco”, nas páginas 21 a 35 desteProspecto.O presente Prospecto não deve, em qualquer circunstância, ser considerado uma recomendação de compra das Debêntures. Ao decidir poradquirir as Debêntures, potenciais investidores deverão realizar sua própria análise e avaliação da condição financeira da Companhia, de seusativos e dos riscos decorrentes do investimento nas Debêntures.Quaisquer outras informações ou esclarecimentos sobre a Companhia e a Oferta poderão ser obtidos junto ao Coordenador Líder e na CVM.“A(O) presente oferta pública/programa foi elaborado(a) de acordo com as disposições do Código de Auto-Regulação da ANBIDpara as Ofertas Públicas de Distribuição e Aquisição de Valores Mobiliários, o qual se encontra registrado no 4º Ofício de Registrode Títulos de Documentos da Comarca de São Paulo, Estado de São Paulo, sob o nº 4890254, atendendo, assim, a(o) presenteoferta pública/programa, aos padrões mínimos de informação contidos no código, não cabendo à ANBID qualquer responsabilidadepelas referidas informações, pela qualidade da emissora e/ou ofertantes, das instituições participantes e dos valores mobiliáriosobjeto do(a) oferta pública/programa.”O COORDENADOR LÍDER DAPRESENTE OFERTAÉ O BB BANCO DE INVESTIMENTO S.A.Adata deste Prospecto Preliminar é 23 de novembro de 2007

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ÍNDICEDEFINIÇÕES.........................................................................................................................................................5SUMÁRIO DA EMISSORA......................................................................................................................................9VISÃO GERAL ....................................................................................................................................................9BREVE HISTÓRICO...........................................................................................................................................10VANTAGENS COMPETITIVAS ...........................................................................................................................10PRINCIPAIS ESTRATÉGIAS...............................................................................................................................11SUMÁRIO DOS TERMOS E CONDIÇÕES DA OFERTA ............................................................................................13IDENTIFICAÇÃO DE ADMINISTRADORES, CONSULTORES, COORDENADORES E AUDITORES...............................17DECLARAÇÕES DA EMISSORA E DO COORDENADOR LÍDER...............................................................................18INFORMAÇÕES SOBRE O COORDENADOR LÍDER DA OFERTA .............................................................................19FATORES DE RISCO............................................................................................................................................21RISCOS RELACIONADOS A FATORES MACROECONÔMICOS ..........................................................................21RISCOS RELATIVOS AO SETOR DE ENERGIA ELÉTRICA.................................................................................24RISCOS RELACIONADOS AO CONTROLE DA CEMIG PELO ESTADO DE MINAS GERAIS ..............................28RISCOS RELACIONADOS À EMISSORA.............................................................................................................28RISCOS RELACIONADOS À OFERTA ................................................................................................................34DESTINAÇÃO DOS RECURSOS ............................................................................................................................36INFORMAÇÕES RELATIVAS À OFERTA...............................................................................................................37COMPOSIÇÃO DO CAPITAL SOCIAL ................................................................................................................37CARACTERÍSTICAS E PRAZOS .........................................................................................................................37CONTRATO DE DISTRIBUIÇÃO DE DEBÊNTURES.............................................................................................49CONTRATO DE GARANTIA DE LIQUIDEZ/ESTABILIZAÇÃO DE PREÇO...........................................................53CLASSIFICAÇÃO DE RISCO ..............................................................................................................................53INFORMAÇÕES COMPLEMENTARES ................................................................................................................53INFORMAÇÕES FINANCEIRAS E DE MERCADO ...................................................................................................54INFORMAÇÕES FINANCEIRAS SELECIONADAS ...................................................................................................55SUMÁRIO FINANCEIRO OPERACIONAL DA EMISSORA ...................................................................................55CAPITALIZAÇÃO DA EMISSORA .........................................................................................................................62ANÁLISE E DISCUSSÃO DA ADMINISTRAÇÃO SOBRE A SITUAÇÃO FINANCEIRA E OS RESULTADOSOPERACIONAIS DA EMISSORA ...........................................................................................................................63COMPARAÇÃO DOS RESULTADOS OPERACIONAIS NOS PERÍODOS DE NOVE MESES ENCERRADOS EM 30 DESETEMBRO DE 2006 E 2007..............................................................................................................................63DESEMPENHO ECONÔMICO FINANCEIRO NOS PERÍODOS DE NOVE MESES ENCERRADOS EM 30 DESETEMBRO DE 2006 E 2007..............................................................................................................................641

COMPARAÇÃO DOS RESULTADOS OPERACIONAIS DOS EXERCÍCIOS ENCERRADOS EM 31 DE DEZEMBRO DE2005 E 2006. .....................................................................................................................................................69DESEMPENHO ECONÔMICO FINANCEIRO DOS EXERCÍCIOS SOCIAIS ENCERRADOS EM 31 DE DEZEMBRODE 2005 E 2006.................................................................................................................................................70ANÁLISE E DISCUSSÃO DA ESTRUTURA PATRIMONIAL..................................................................................75IMPACTO DOS CUSTOS DA OFERTA.................................................................................................................88CAPACIDADE DE PAGAMENTO DA EMISSORA.................................................................................................88O SETOR DE ENERGIA ELÉTRICA NO BRASIL.....................................................................................................90GERAL..............................................................................................................................................................90FUNDAMENTOS HISTÓRICOS...........................................................................................................................90CONCESSÕES....................................................................................................................................................92MULTAS ...........................................................................................................................................................93PRINCIPAIS AUTORIDADES..............................................................................................................................93O NOVO MODELO PARA O SETOR...................................................................................................................95AMBIENTE DE CONTRATAÇÃO REGULADA.....................................................................................................97AMBIENTE DE CONTRATAÇÃO LIVRE.............................................................................................................97LIMITAÇÕES À PARTICIPAÇÃO......................................................................................................................104CAPACIDADE DE GERAÇÃO...........................................................................................................................104REMUNERAÇÃO DAS GERADORAS.................................................................................................................104TARIFAS PELO USO DOS SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO E TRANSMISSÃO ......................................................105REMUNERAÇÃO DAS TRANSMISSORAS..........................................................................................................106TARIFAS DE DISTRIBUIÇÃO ...........................................................................................................................106TAXAS REGULATÓRIAS .................................................................................................................................107MECANISMO DE REALOCAÇÃO DE ENERGIA................................................................................................108RACIONAMENTO ............................................................................................................................................108PESQUISA E DESENVOLVIMENTO ..................................................................................................................109GESTÃO AMBIENTAL.....................................................................................................................................109DESVERTICALIZAÇÃO .....................................................................................................................................112INTRODUÇÃO .................................................................................................................................................112A DESVERTICALIZAÇÃO DA CEMIG............................................................................................................112ATUAL ESTRUTURA DO GRUPO CEMIG ......................................................................................................114NEGÓCIOS DA EMISSORA ................................................................................................................................116VISÃO GERAL ................................................................................................................................................116BREVE HISTÓRICO.........................................................................................................................................116VANTAGENS COMPETITIVAS .........................................................................................................................117PRINCIPAIS ESTRATÉGIAS.............................................................................................................................118ÁREA DE CONCESSÃO....................................................................................................................................119ESTRUTURA ORGANIZACIONAL ....................................................................................................................1202

RELAÇÕES COM O GOVERNO DO ESTADO DE MINAS GERAIS E COM O GOVERNO FEDERAL ....................121CONCESSÕES..................................................................................................................................................122CONTRATOS DE CONCESSÃO DA EMISSORA .................................................................................................122DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA ........................................................................................................123OUTRAS ATIVIDADES.....................................................................................................................................127COMPRAS DE ENERGIA ELÉTRICA................................................................................................................127PERDAS DE ENERGIA .....................................................................................................................................128INVESTIMENTOS.............................................................................................................................................131AMPLIAÇÃO DA CAPACIDADE DE DISTRIBUIÇÃO.........................................................................................132DESEMPENHO DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO DA EMISSORA......................................................................137CCEE.............................................................................................................................................................138TARIFAS .........................................................................................................................................................138FONTES DE RECEITA......................................................................................................................................142VENDAS DE ENERGIA.....................................................................................................................................142FATURAMENTO E COBRANÇA .......................................................................................................................147VENDAS DA EMISSORA ..................................................................................................................................149CONCORRÊNCIA.............................................................................................................................................149FORNECEDORES.............................................................................................................................................150ATIVO IMOBILIZADO .....................................................................................................................................151MEIO AMBIENTE............................................................................................................................................152SEGUROS ........................................................................................................................................................155EMPREGADOS E RELAÇÕES TRABALHISTAS.................................................................................................156POLÍTICAS DE RESPONSABILIDADE SOCIAL, PATROCÍNIO E INCENTIVO À CULTURA................................160PROPRIEDADE INTELECTUAL........................................................................................................................160TECNOLOGIA .................................................................................................................................................161PESQUISA E DESENVOLVIMENTO E EFICIÊNCIA ENERGÉTICA ....................................................................161PRÊMIOS ........................................................................................................................................................162ADMINISTRAÇÃO DA EMISSORA......................................................................................................................163CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO...................................................................................................................163DIRETORIA EXECUTIVA ................................................................................................................................171REMUNERAÇÃO DOS CONSELHEIROS E DIRETORES ....................................................................................173CONSELHO FISCAL ........................................................................................................................................173CONSELHO DE CONSUMIDORES ....................................................................................................................175PLANOS DE OPÇÃO DE COMPRA DE AÇÕES..................................................................................................175CONTRATOS COM ADMINISTRADORES .........................................................................................................175DIRETOR DE FINANÇAS, RELAÇÕES COM INVESTIDORES E CONTROLE DE PARTICIPAÇÕES DA EMISSORA.175PRINCIPAIS ACIONISTAS E CAPITAL SOCIAL....................................................................................................176PRINCIPAIS ACIONISTAS................................................................................................................................176POLÍTICA DE DIVIDENDOS DA EMISSORA .....................................................................................................1773

PRÁTICAS DE GOVERNANÇA CORPORATIVA ...................................................................................................178CÓDIGO DAS MELHORES PRÁTICAS DE GOVERNANÇA CORPORATIVA DO IBGC......................................179CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO...................................................................................................................179CONSELHO FISCAL ........................................................................................................................................180POLÍTICA DE DIVULGAÇÃO DE INFORMAÇÕES ............................................................................................180POLÍTICA DE NEGOCIAÇÃO COM VALORES MOBILIÁRIOS..........................................................................180CONDUTA ÉTICA............................................................................................................................................180GOVERNANÇA CORPORATIVA - NÍVEL 1 ......................................................................................................181DESCONTINUIDADE DAS PRÁTICAS DIFERENCIADAS DE GOVERNANÇA CORPORATIVA ............................182SARBANES-OXLEY .........................................................................................................................................182INFORMAÇÕES SOBRE TÍTULOS E VALORES MOBILIÁRIOS EMITIDOS..............................................................184CONTRATOS RELEVANTES ..............................................................................................................................185CONTRATOS FINANCEIROS RELEVANTES.....................................................................................................185CONTINGÊNCIAS JUDICIAIS E ADMINISTRATIVAS DA EMISSORA .....................................................................193OPERAÇÕES COM PARTES RELACIONADAS......................................................................................................198ANEXOS• Ata da Reunião do Conselho de Administração da Emissora, realizada em 30 de agosto de 2007 ............205• Ata da Reunião do Conselho de Administração da Emissora, realizada em 30 de outubro de 2007 ..........211• Ata da Reunião do Conselho de Administração da Emissora, realizada em [•] de [•] de 2007 ..................217• Estatuto Social da Companhia ....................................................................................................................219• Escritura de Emissão...................................................................................................................................235• Primeiro Aditamento à Escritura de Emissão .............................................................................................271• Súmula de Classificação de Risco ..............................................................................................................273• Declaração da Companhia, nos termos do artigo 56 da Instrução CVM n.º 400/03 ...................................277• Declaração do Coordenador Líder, nos termos do artigo 56 da Instrução CVM n.º 400/03.......................281• Informações Anuais – IAN da Companhia relativas ao Exercício Social Encerradoem 31 de Dezembro de 2006 ......................................................................................................................285DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS• Demonstrações Financeiras da Emissora Relativas aos Exercícios Sociais Encerradosem 31 de Dezembro de 2006 e 2005, acompanhadas do respectivo Parecer dos AuditoresIndependentes e Relatório da Administração..............................................................................................373• Informações Financeiras Trimestrais da Emissora Relativas aos Períodos de 9 meses Findosem 30 de Setembro de 2007 e 2006, acompanhadas dos respectivos Relatórios de RevisãoLimitada dos Auditores Independentes.......................................................................................................4874

DEFINIÇÕESPara os fins do presente Prospecto, os termos indicados abaixo devem ter o significado a eles atribuído, salvose definido de forma diversa neste Prospecto.ABRADEEANBIDANDIMAANEELBanco MandatárioBBBB BI ou BB InvestimentosBNDESBOVESPABOVESPAFIXCBLCCCEARCCEECDECDICEMIGCEMIG Capim Branco EnergiaCEMIG Distribuição, Companhia ouEmissoraCEMIG GTCETIPCódigo ANBIDCOFINSCONAMAAssociação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica.Associação Nacional de Bancos de Investimento.Associação Nacional das Instituições do Mercado Financeiro.Agência Nacional de Energia Elétrica.Banco Bradesco S.A.Banco do Brasil S.A.BB Banco de Investimento S.ABanco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social.Bolsa de Valores de São Paulo S.A. - BVSPSistema de Negociação BOVESPA FIXCBLC - Companhia Brasileira de Liquidação e Custódia.Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado.Câmara de Comercialização de Energia Elétrica.Conta de Desenvolvimento Energético.Certificado de Depósito Interbancário.Companhia Energética de Minas Gerais - CEMIGCEMIG Capim Branco Energia S.A.CEMIG Distribuição S.A.CEMIG Geração e Transmissão S.A.CETIP – Câmara de Custódia e Liquidação.Código de Auto-Regulação da Associação Nacional dos Bancos deInvestimento – ANBID para as Ofertas Públicas de Títulos e ValoresMobiliários, registrado no 4º Ofício de Registro de Títulos eDocumentos da Comarca de São Paulo, Estado de São Paulo, sob onº 4890254.Contribuição para Financiamento da Seguridade Social.Conselho Nacional do Meio Ambiente.5

Consumidores LivresContratos de ConcessãoContribuição SocialCoordenador LíderCOPAMCVMDebêntures em CirculaçãoDesverticalizaçãoEletrobrásConsumidores que podem optar por contratar seu fornecimento, notodo ou em parte, com qualquer concessionário, permissionário ouautorizado do sistema interligado, conforme determinam os Arts. 15e 16 da Lei 9.074, de 07 de julho de 1995, e regulamentosespecíficos da ANEEL. Estes consumidores podem negociarlivremente seus contratos de energia diretamente junto a outrosagentes do setor (geradores e comercializadores), dentro dos temos econdições (preço, prazo e flexibilidade) que melhor lhes convier,cabendo ao governo estipular as tarifas de transporte ("fio")suficientes para garantir a remuneração dos ativos das distribuidorase permitir o investimento contínuo na ampliação da capacidade dosistema elétrico. Ademais, para qualificar-se como ConsumidorLivre, o consumidor precisa possui demanda contratada igual ousuperior a 3 MW e ser atendido em nível de tensão superior a 69 kV.Contratos de Concessão da Emissora para a exploração das atividadede distribuição de energia elétrica firmados com o Poder Concedentesob os nºs. 02/1997 (área norte), 03/1997 (área sul), 04/1997 (árealeste) e 05/1997 (área oeste).Contribuição Social Sobre o Lucro Líquido.BB Banco de Investimento S.A.Conselho Estadual de Política Ambiental.Comissão de Valores Mobiliários.Todas as Debêntures subscritas, excluídas as Debêntures que seencontrarem na tesouraria da Emissora, que forem de titularidadede empresas controladas (diretas ou indiretas), controladoras (ougrupo de controle) ou de administradores da Emissora, incluindo,mas não se limitando, pessoas direta ou indiretamente relacionadasa qualquer das pessoas anteriormente mencionadas.Significa o processo de reestruturação societária implementado pelaCEMIG, conforme descrito na Seção “Desverticalização”, desteProspecto.Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás.Emissão ou Oferta Segunda distribuição pública de debêntures simples, nãoconversíveis em ações de emissão da CEMIG Distribuição S.A.Escritura de EmissãoFEAMFurnasGasmigGoverno FederalGrupo CEMIGEscritura Particular da 2ª Emissão Pública de Debêntures Simples,não conversíveis em ações, em série única, da espécie quirografária,da CEMIG Distribuição S.A. celebrada em 12 de novembro de 2007.Fundação Estadual do Meio Ambiente.Furnas – Centrais Elétricas S.A.Companhia de Gás de Minas Gerais.Governo da República Federativa do Brasil.A CEMIG e suas subsidiárias, controladas e coligadas.6

ICMSIGP-MImposto de RendaInfoviasInstrução CVM 400Instrução CVM 358Instrumento Particular de Cessão deDireitosIPCAItaipuLei das Sociedades por AçõesLei de ConcessõesLei do Novo Modelo do Setor ElétricoLei do Setor ElétricoMAEMRENYSEONSPCHPermuta ObrigatóriaPetrobrasPISImposto sobre Circulação de Mercadoria e Serviços.Índice Geral de Preços de Mercado.Imposto incidente sobre a Renda.Empresa de Infovias S.A.Instrução CVM nº 400, de 29 de dezembro de 2003, conformealterada.Instrução CVM nº 358, de 3 de janeiro de 2002, conforme alterada.Instrumento Particular de Cessão de Direitos, celebrado entre aEmissora e a CEMIG, em 27 de dezembro de 2004.Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo – IPCA, apurado edivulgado pelo Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística – IBGEItaipu Binacional.Lei nº 6.404, de 15 de dezembro de 1976, conforme alterada.Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995, conforme alterada.Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, conforme alterada.Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995, conforme alterada.Mercado Atacadista de Energia Elétrica.Mecanismo de Realocação de Energia.New York Stock Exchange (Bolsa de Valores de Nova Iorque).Operador Nacional do Sistema Elétrico.Pequena Central Hidrelétrica.Permuta obrigatória das debêntures da 3ª Emissão da CEMIG pelasDebêntures da 1ª Emissão da Emissora com o conseqüentecancelamento das debêntures da 3ª Emissão da CEMIG.Petróleo Brasileiro S.A. - PetrobrasContribuição ao Programa de Integração Social.Plano Diretor CEMIG Plano Diretor 2005/2035 – Planejamento Estratégico CEMIG –Edição 2004.ProinfaRacionamentoRGRRTEPrograma de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica.Racionamento de energia elétrica imposto pelo Governo Federal pormeio da Lei nº 10.295/01.Reserva Global de Reversão.Recomposição Tarifária Extraordinária.7

SDTSEBSECSELICSINSistema InterligadoSNDTaxa DITJLPUHEUsiminasSDT - Sistema de Distribuição de Títulos.Southern Electric Brasil Participações Ltda., joint-venture formadapela AES Força e Empreendimentos Ltda. (multinacional de energiaelétrica norte-americana), Mirant Corporation (multinacional deenergia elétrica norte-americana) e Opportunity (banco deinvestimento brasileiro).Securities and Exchange Commission.É a taxa básica de juros da economia, divulgada mensalmente peloComitê de Política Monetária do Banco Central.Sistema Interligado Nacional.Sistema elétrico que se estende por uma vasta extensão territorial,composto por diversas usinas interligadas entre si e com os centrosde consumo pela rede de transmissão.SND - Sistema Nacional de Debêntures.Índice de remuneração equivalente a 100% (cem por cento) da taxamédia dos Depósitos Interfinanceiros de um dia.Taxa de Juros de Longo Prazo.Usina Hidrelétrica.Usinas Siderúrgicas de Minas Gerais S.A.3ª Emissão da CEMIG 3ª Emissão de Debêntures da CEMIG, nos termos da “EscrituraParticular da 3ª Emissão Pública de Debêntures Simples, em SérieÚnica, da Espécie sem Garantia nem Preferência da CompanhiaEnergética de Minas Gerais - CEMIG” celebrada em 14 de junho de2004, conforme aditada.8

BREVE HISTÓRICOA Emissora foi constituída em 08 de setembro de 2004, como sociedade por ações, subsidiária integral daCEMIG, nos termos da Lei Estadual nº 15.290, de 4 de agosto de 2004, em virtude do processo deDesverticalização da CEMIG. A Emissora teve seu registro de companhia aberta concedido pela CVM em 25de setembro de 2006. Na qualidade de subsidiária integral da CEMIG, esta detém plenos poderes para decidirsobre todos os negócios relativos ao objeto social da Emissora e adotar resoluções que julgue necessária àdefesa dos seus interesses e ao seu desenvolvimento. Para maiores detalhes a respeito da Desverticalização daEmissora, vide Seção “Desverticalização” deste Prospecto.Desde a década de 60 até o início dos anos 80, a CEMIG adquiriu uma série de concessionárias de serviçopúblico de energia de menor porte, estatais e privadas, e suas respectivas concessões, incorporando ao seupróprio sistema outros sistemas de distribuição de energia. Principalmente em virtude dessas aquisições, aCEMIG e, após a Desverticalização da CEMIG, a Emissora, tornou-se a maior concessionária de distribuiçãode energia elétrica do Estado de Minas Gerais.A Emissora opera seus negócios de distribuição de acordo com Contratos de Concessão celebrados com oGoverno Federal. Até 1997, a CEMIG detinha concessões individuais relativas a várias regiões dentro de suaárea de distribuição. Em 10 de julho de 1997, a CEMIG celebrou novos contratos de concessão com aANEEL, que consolidaram suas diversas concessões de distribuição em quatro concessões de distribuiçãocobrindo as regiões norte, sul, leste e oeste do Estado de Minas Gerais. Em decorrência da Desverticalização,em 16 de setembro de 2005, tais contratos foram aditados de forma a transferir as concessões de distribuiçãode energia elétrica anteriormente detidas pela CEMIG para a Emissora.A administração da Emissora é realizada por uma estrutura corporativa que permite padronizar ações técnicas,comerciais, administrativas e financeiras, além de importante economia por meio de processos sinérgicosmais eficientes.VANTAGENS COMPETITIVASA Emissora possui as seguintes vantagens competitivas:• Forte base de clientes fisicamente conectados, que ultrapassa mais de seis milhões em Minas Gerais.• Alta capilaridade do sistema elétrico, abrangendo a quase totalidade do estado de Minas Gerais.• Rede física de operações consoante padrões fortemente normatizados e consolidados.• Sistemas de informação sólidos como suporte às atividades de gestão, planejamento elétrico, projeto,operação e manutenção da rede de operações.• Corpo gerencial e técnico com ampla experiência em distribuição de energia.• Equipe com ampla experiência em negociações tarifárias de elevada complexidade com o regulador(ANEEL).• Equipes com ampla experiência em relacionamento com grandes clientes e com o varejo.• Representatividade adequada em fóruns como a ABRADEE e outros.• Forte geração de caixa operacional.• Endividamento moderado.• Solidez financeira.• Estratégia robusta, focada na busca contínua de rentabilidade com qualidade de fornecimento econsistente com a lógica regulatória.10

São, também, tópicos de destaque da gestão estratégica da Emissora:• utilização do Balanced Scorecard, reconhecido no mundo inteiro como uma das melhores ferramentaspara a implementação e acompanhamento das estratégias nas empresas;• certificação de processos pela Norma NBR ISO 9001, para a melhoria da eficácia das atividadesoperacionais; e• implementação de um Sistema de Gestão Ambiental interno, baseado na Norma NBR ISO 14001, queorienta todas as atividades da empresa em relação à gestão ambiental, e que prevê a certificaçãodaquelas atividades e áreas que causam impactos ambientais.A Emissora possui uma estrutura de negócios que tem por objetivo mitigar riscos. Nos modelos setorial etarifário vigentes, é prevista a manutenção do chamado Equilíbrio Econômico Financeiro dos contratos deconcessão, de forma a garantir os direitos dos prestadores do serviço que atuam com eficiência e prudência,visando obter ganhos suficientes para cobrir custos operacionais e alcançarem adequado retorno sobre ocapital investido. A preservação do equilíbrio econômico-financeiro é obtida nos processos de revisões ereajustes tarifários.Ressalta-se, adicionalmente, que a Emissora vem apresentando melhoria significativa em vários indicadoresfinanceiros ao longo dos anos. No exercício social encerrado em 2006, a Emissora foi responsável por cercade 45% do lucro líquido gerado pelo Grupo CEMIG, sendo que no período de nove meses findo em 30 desetembro de 2007, esse percentual foi de 46%. Essa melhoria reflete os resultados do processo de revisãotarifária previsto nos contratos de concessão, iniciado em abril 2003 e finalizado em abril de 2005, em que aEmissora obteve o reconhecimento adequado, nas tarifas, de itens que compõe a sua receita requerida. Oresultado também pode ser creditado à implementação de práticas gerenciais voltadas para a eficiênciaoperacional e melhoria de processos.PRINCIPAIS ESTRATÉGIASA emissora, por tratar-se de empresa que atua em setor altamente regulado, desenhou sua estratégia de modo acontemplar, concomitantemente, a busca contínua de aumento de sua rentabilidade e os requisitos daregulamentação setorial, estabelecidos no âmbito da ANEEL.Considerando o disposto acima, são apresentados abaixo os principais objetivos estratégicos da Emissora:• Fortalecimento de sua imagem: a Emissora tem o objetivo de fortalecer sua imagem nos mercadosem que atua e perante seus clientes e clientes em potencial, comunidade, ANEEL, governosMunicipal, Estadual e Federal, entre outros, prestando, para tanto, serviços de qualidade, comconfiabilidade e agilidade, estando sempre à disposição desse público; a idéia é estabelecer umacomunicação adequada, sempre demonstrando transparência e reforçando a credibilidade daEmissora, inclusive por meio da prática de atividades de responsabilidade sócio-ambiental.• Política de atuação junto aos órgãos reguladores com a finalidade de garantir o equilíbrioeconômico-financeiro de suas operações: a Emissora mantém uma política consistente de atuaçãojunto aos órgãos reguladores para, entre outras coisas, assegurar que as tarifas praticadas reflitam aobtenção da receita requerida ao equilíbrio econômico-financeiro de seus negócios, possibilitandoque a Emissora cubra não só seus custos gerenciáveis regulatórios, mas também suas despesas nãogerenciáveis(e.g., compra e transporte de energia, tributos e demais encargos) e a remuneração deseus ativos (retorno e depreciação), preservando, contudo, um nível tarifário que, na opinião daEmissora, seja adequado para seus consumidores.11

• Realização de investimentos prudentes, rentáveis e coerentes com seu planejamento: a ANEELprevê revisões tarifárias qüinqüenais, revisões tarifárias extraordinárias e reajustes tarifários anuais.Nas revisões qüinqüenais, os ativos da Emissora são reavaliados, assim como seus gastosoperacionais recorrentes, sendo a receita total redefinida visando a cobertura desses gastos e aremuneração regulatória dos investimentos realizados. Por esta razão, a Emissora busca sempreequacionar seus cronogramas de investimentos de modo que o seu fluxo de caixa seja maximizado,consideradas as datas de revisões qüinqüenais e a necessidade de atender seu mercado consumidorde forma adequada e com qualidade. Ademias, a Emissora busca sempre fazer investimentosprudentes e ao mesmo tempo rentáveis, uma vez que, durante as revisões qüinquënais, a ANEELpode não reconhecer na tarifa investimentos considerados imprudentes. A busca de redução doscustos unitários de investimentos pela Emissora também constitui fator de alinhamento com critériosapresentados pela ANEEL.• Aumento da eficiência operacional assegurando os níveis adequados de qualidade: a receita total daEmissora é determinada pela ANEEL, com base no modelo price cap, que contempla a criação, poraquela autarquia, de uma Empresa de Referência, ou seja, uma concorrente virtual para a Emissora,.Assim, a Emissora visa sempre ajustar seus processos de forma a assegurar os níveis adequados dequalidade dos produtos e serviços por ela ofertados a seus clientes, devendo ainda ajustar seus gastosaos padrões mais desafiadores da Empresa de Referência.• Redução nos níveis de inadimplência e de perdas comerciais de energia: a Emissora vem sempreenvidando esforços consistentes e implementando políticas objetivas para reduzir seus níveis deinadimplência e de perdas comerciais de energia elétrica, tais como furtos e fraudes.• Mitigação dos riscos de perdas financeiras na compra e venda de energia: a Emissora visa semprereduzir os riscos na atividade de compra e venda de energia, com a formulação e revisão deestratégias e/ou táticas negociais que mitiguem perdas financeiras decorrentes do repasse nãointegral dos custos totais de compra de energia para as tarifas dos consumidores e/ou da aplicação desanções estabelecidas pela legislação vigente para desvios de mercado.A Emissora acredita que sua estratégia, embasada nos princípios e políticas acima mencionados, permite queela preste serviços de qualidade elevada possibilitando, ao mesmo tempo, uma melhora em seus resultadosoperacionais e em sua situação econômico-financeira.Além do disposto acima, a estratégia da Emissora está alinhada ao direcionamento estratégico da CEMIG, queabrange, dentre vários aspectos, os seguintes pontos relevantes:• maximização do valor para o acionista de forma sustentada;• observância de políticas de governança interna e externa;• integração dos três pilares da sustentabilidade empresarial: econômico, social e ambiental;• agregação de valor nas empresas, através da excelência na gestão de investimentos e da buscacontínua de aumento da eficiência operacional; e• aproveitamento de sinergias entre as empresas do grupo.12

SUMÁRIO DOS TERMOS E CONDIÇÕES DA OFERTAO sumário abaixo não contém todas as informações sobre a Oferta e as Debêntures que devem ser analisadaspelo investidor antes de tomar sua decisão de investimento.Recomenda-se a leitura cuidadosa deste Prospecto, inclusive das Seções “Informações Relativas à Oferta” e“Fatores de Risco”, bem como da “Escritura Particular da 2ª Emissão Pública de Debêntures Simples, NãoConversíveis em Ações, em Série Única, da Espécie Quirografária, da CEMIG Distribuição S.A.” (a“Escritura de Emissão”), a qual encontra-se anexa a este Prospecto.Emissora:Coordenador Líder:Agente Fiduciário:Banco Mandatário:Número da Emissão:Destinação dos Recursos:Número de SériesValor Nominal Unitáriodas Debêntures:Quantidade de DebênturesEmitidas:Valor Total da Oferta:Conversibilidade, Tipo eForma:CEMIG Distribuição S.A.BB Banco de Investimento S.A.SLW Corretora de Valores e Câmbio Ltda.Banco Bradesco S.A.2ª Emissão de Debêntures da Emissora.Os recursos obtidos com a Oferta serão integralmente destinados aopagamento parcial do saldo devedor remanescente das notas promissóriasemitidas no âmbito da 3 a emissão pública de Notas Promissórias daEmissora. Para mais informações vide Seção “Destinação dos Recursos”deste Prospecto.As Debêntures são emitidas em série única.R$10.000,00 (dez mil reais), na Data de Emissão.40.000,00 (quarenta mil Debêntures)R$400.000.000,00 (quatrocentos milhões de reais).As Debêntures são simples, não conversíveis em ações, nominativas eescriturais, sem emissão de cautelas ou certificados.Espécie: As Debêntures são da espécie sem garantia nem preferência(quirografárias).Data de Emissão: 15 de dezembro de 2007.Prazo e Data deVencimento:Colocação e Procedimentode Distribuição:O prazo de vencimento das Debêntures desta Oferta é de 120 (cento e vinte)meses a contar da Data de Emissão, com vencimento final no dia 15 dedezembro de 2017. (“Data de Vencimento”).A colocação pública das Debêntures somente terá início após o registro daOferta pela CVM, a colocação do Prospecto Definitivo à disposição dosinvestidores e a publicação do Anúncio de Início, sendo que o prazomáximo para colocação das Debêntures será de 5 (cinco) dias úteis, a contarda data da publicação do Anúncio de Início.As Debêntures serão objeto de distribuição pública, sob regime de garantiafirme de colocação, com intermediação de instituições financeiras13

integrantes do sistema de distribuição de valores mobiliários, por meio doSDT, administrado pela ANDIMA e operacionalizado pela CETIP.Prazo de Colocação:Preço de Subscrição:Forma de Subscrição eIntegralização:Remuneração:Amortização do Principal:O prazo máximo para colocação das Debêntures será de 5 dias úteis, acontar da data da publicação do Anúncio de Início (o “Prazo de Colocação”ou “Prazo de Distribuição”).O preço de subscrição das Debêntures da presente Oferta serácorrespondente ao seu Valor Nominal Unitário, acrescido da Remuneração,calculada pro rata temporis, desde a Data de Emissão até a data de suaefetiva integralização, que será à vista, em moeda corrente nacional, no atoda subscrição.A integralização das Debêntures se dará no mercado primário não havendodireito de preferência para subscrição das Debêntures pelos atuais acionistasda Emissora.As Debêntures terão o seu valor nominal atualizado a partir da Data deEmissão ou desde a data de vencimento do último Período de Capitalização,conforme o caso, pela variação do IPCA, ou na sua falta ou impossibilidadede aplicação, pelo índice oficial que vier a substituí-lo, apurado e divulgadopelo Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística – IBGE. Essa atualizaçãoserá calculada de forma pro rata temporis, por dias úteis e será paga pelaEmissora juntamente com o Valor Nominal Unitário das Debêntures, nasmesmas Datas de Amortização das Debêntures, de maneira proporcional,ocorrendo o primeiro pagamento em 15 de dezembro de 2015 e o último, naData de Vencimento. Desse modo, o valor a ser pago em virtude daAtualização das Debêntures, calculado em relação ao primeiro Período deCapitalização aplicável à Atualização, será apurado pelo Agente Fiduciário,com base nas disposições do item 4.1.9.1 e demais disposições aplicáveis daEscritura de Emissão, e deverá ser dividido por 3 (três), sendo que cada umdos valores resultantes desta divisão corresponderá ao valor a ser pago pelaEmissora a título de Atualização em cada uma das Datas de Amortização(os “Valores Proporcionais de Atualização”), observado que, sobre osValores Proporcionais de Atualização a serem pagos pela Emissora nasegunda e terceira Datas de Amortização, deverá ser acrescido o montante aser pago em virtude da Atualização das Debêntures, devida com relação acada um dos respectivos Períodos de Capitalização. Adicionalmente, sobreas Debêntures incidirão juros remuneratórios calculados pela taxa a serdefinida mediante Procedimento de Bookbuilding, limitada à taxa de 7,96%ao ano (os “Juros Remuneratórios” e, juntamente com a Atualização, a“Remuneração”), calculados de forma exponencial e cumulativa pro ratatemporis por dias úteis decorridos, com base em um ano de 252 dias úteis,incidentes sobre o Valor Nominal Unitário das Debêntures acrescido daAtualização, desde a Data de Emissão, ou sobre o saldo do Valor NominalUnitário, desde a data de vencimento do último Período de Capitalização,conforme o caso, até a data de seu efetivo pagamento. Os JurosRemuneratórios serão pagos anualmente, a partir da data de Emissão,sempre no dia 15 de dezembro de cada ano, ocorrendo o primeiropagamento em 15 de dezembro de 2008 e, o último, na Data deVencimento.O Valor Nominal Unitário das Debêntures será amortizado em 3 (três)parcelas anuais, iguais e consecutivas, vencendo a primeira dessas parcelasem 15 de dezembro de 2015 (cada uma dessas datas, uma “Data deAmortização”).14

Repactuação:Resgate Antecipado:Registro para Distribuiçãoe Negociação:Local de Pagamento:Público Alvo:Inadequação doInvestimento:Aquisição AntecipadaFacultativa:Quorum de Instalação daAssembléia Geral deDebenturistasAs Debêntures não estarão sujeitas a repactuação programada.As Debêntures desta Oferta não estarão sujeitas ao resgate antecipadofacultativo pela Emissora.As Debêntures terão registro: (a) para colocação no mercado primário pormeio do SDT, administrado pela CETIP, com base nas políticas e diretrizesfixadas pela ANDIMA, sendo a integralização das Debêntures, neste caso,liquidadas e custodiadas na CETIP; e (b) para negociação no mercadosecundário, por meio do (i) SND, administrado pela CETIP, com base naspolíticas e diretrizes fixadas pela ANDIMA, sendo as Debêntures liquidadase custodiadas na CETIP; e/ou (ii) por meio do BOVESPAFIX, sendo asDebêntures liquidadas e custodiadas na CBLC.Os pagamentos a que fizerem jus as Debêntures serão efetuados pelaEmissora por intermédio da CETIP ou da CBLC, conforme as Debênturesestejam custodiadas na CETIP ou na CBLC ou, para os titulares deDebêntures desta Emissão que não estejam vinculados a esses sistemas, pormeio do Banco Mandatário.O público alvo da Oferta é composto por investidores institucionais ouqualificados, conforme definido no artigo 109 da Instrução CVM 409, de 18de agosto de 2004, conforme alterada, podendo, entretanto, ser atendidosoutros investidores não qualificados, fundos de investimentos, pessoasfísicas ou jurídicas, clientes ou não das instituições que vierem a aderir aoContrato de Colocação que tenham conhecimento dos termos, condições eriscos inerentes às Debêntures, bem como acesso aos termos desteProspecto.As Debêntures objeto da presente Oferta não são adequadas aosinvestidores que necessitem de liquidez considerável com relação aos títulosadquiridos, uma vez que a negociação de debêntures no mercado secundáriobrasileiro é restrita.A Emissora poderá, a qualquer tempo, adquirir as Debêntures emCirculação (conforme abaixo definido) no mercado, por preço não superiorao seu Valor Nominal Unitário acrescido da Remuneração, observado odisposto no artigo 55 da Lei das Sociedades por Ações. As Debênturesobjeto de tal aquisição poderão ser canceladas, permanecer em tesouraria daEmissora, ou colocadas novamente no mercado.A Assembléia se instalará, em primeira convocação, com a presença deDebenturistas que representem a metade, no mínimo, das Debêntures emCirculação (conforme abaixo definido) e, em segunda convocação, comqualquer número de Debenturistas.Quorum de Deliberação daAssembléia Geral deDebenturistas:Nas deliberações da Assembléia, a cada Debênture caberá um voto,admitida a constituição de mandatário, Debenturista ou não.Observadas as demais disposições da Cláusula VII da Escritura de Emissão:(a) as alterações nas características e condições das Debêntures e da Oferta(exceto conforme previsto abaixo); (b) as alterações nas hipóteses devencimento antecipado das Debêntures; e/ou (c) a liberação da Emissora desuas obrigações previstas na Cláusula VI da Escritura de Emissão, deverão15

ser aprovadas por Debenturistas que representem, pelo menos, 2/3 dasDebêntures em Circulação.Não obstante o disposto acima, será necessária a aprovação deDebenturistas representando, no mínimo, 90% (noventa por cento) dasDebêntures em Circulação para a realização de: (a) alterações relativas àRemuneração e/ou ao pagamento das Debêntures; (b) mudanças na Data deVencimento e/ou nas Datas de Amortização; e/ou (c) alterações emdispositivos sobre quora previstos na Escritura de Emissão.Ressalvados os casos previstos acima, as matérias sujeitas à AssembléiaGeral de Debenturistas serão aprovadas pelos titulares da maioria simplesdas Debêntures em Circulação que estiverem presentes na Assembléia.A Emissora se obriga a adquirir, tendo sido aprovadas alterações dascondições de Remuneração e/ou pagamento das Debêntures, bem comomudanças na Data de Vencimento e/ou nas Datas de Amortização, asDebêntures em Circulação, à opção dos respectivos Debenturistas que nãoaceitarem as novas condições de Remuneração e/ou pagamento.Informações Adicionais:Regime de Colocação:Classificação de Risco:Quaisquer outras informações ou esclarecimentos sobre a Emissora e aOferta poderão ser obtidos junto ao Coordenador Líder ou à CVM. O Sr.Alexandre Wanzeller Casali, será responsável pelo atendimento do artigo33, § 3º, inciso III da Instrução CVM nº 400/03.As Debêntures serão colocadas em regime de garantia firme de colocação.A+ (bra) atribuída pela Fitch Ratings.16

DECLARAÇÕES DA EMISSORA E DO COORDENADOR LÍDERDeclaração da CompanhiaNos termos do artigo 56 da Instrução CVM n.º 400/03, a Companhia, representada por seu DiretorPresidente, Djalma Bastos de Morais, e seu Diretor de Finanças, Relações com Investidores e Controle deParticipações, Luiz Fernando Rolla, declara: (i) que este Prospecto contém as informações relevantesnecessárias ao conhecimento, pelos investidores, da Oferta, das Debêntures, da Companhia, suas atividades,situação econômico-financeira, os riscos inerentes às suas atividades e quaisquer outras informaçõesrelevantes, bem como permite aos investidores uma tomada de decisão fundamentada a respeito dasDebêntures, uma vez que este Prospecto foi elaborado de acordo com as normas pertinentes; e (ii) que asinformações contidas neste Prospecto são verdadeiras, consistentes, corretas e suficientes, conformedeclaração da Companhia anexa a este Prospecto.Declaração do Coordenador Líder da OfertaNos termos do artigo 56 da Instrução CVM n.º 400/03, o Coordenador Líder, representado por seu DiretorGerente, Francisco Cláudio Duda, declara que tomou todas as cautelas e agiu com elevados padrões dediligência, para assegurar que: (i) este Prospecto da Emissão contivesse as informações relevantes necessáriasao conhecimento, pelos investidores, da Emissão, das Debêntures, da Emissora, suas atividades, situaçãoeconômico financeira, os riscos inerentes à sua atividade e quaisquer outras informações; (ii) este Prospectofosse preparado de acordo com as normas pertinentes, incluindo, mas não se limitando, à Instrução CVM n.º400/03; e (iii) as informações prestadas pela Emissora, por ocasião do arquivamento deste Prospecto sãoverdadeiras, consistentes, corretas e suficientes em todos os aspectos relevantes, permitindo aos investidoresuma tomada de decisão fundamentada a respeito da Emissão, conforme declaração do Coordenador Líderanexa a este Prospecto.Independentemente do disposto acima, determinadas informações sobre o Brasil e o setor de energia elétricaincluídas neste Prospecto foram compiladas de fontes públicas disponíveis ao mercado. Nesse caso, aCompanhia e o Coordenador Líder, conforme aplicável, não assumem qualquer responsabilidade pelaveracidade ou precisão de tais informações.Assunções, previsões e eventuais expectativas futuras constantes deste Prospecto estão sujeitas a incertezasde natureza econômica, política e concorrencial e não devem ser interpretadas como promessa ou garantia deresultados futuros ou desempenho da Companhia. Os potenciais investidores deverão conduzir suas própriasinvestigações acerca de eventuais tendências ou previsões discutidas ou inseridas neste Prospecto, bem comoacerca das metodologias e assunções em que se baseiam as discussões dessas tendências e previsões.18

INFORMAÇÕES SOBRE O COORDENADOR LÍDER DA OFERTACoordenador Líder - BB Banco de Investimento S.A.O BB Banco de Investimento S.A. criado em outubro de 1988 como subsidiária integral do Banco do BrasilS.A. (o “Banco do Brasil”), atua na prestação de consultoria financeira, estruturação e distribuição deoperações de underwriting e aquisição de participações em sociedades anônimas.Em 2004, o BB BI permaneceu entre as maiores instituições financeiras na originação e distribuição deoperações de renda fixa no mercado de capitais doméstico, participando de 13 das 41 operações, com umvolume de negócios superior a R$1,0 bilhão.Em 2005, o BB BI liderou a terceira emissão de debêntures da Companhia Paranaense de Energia – COPEL,no valor de R$400 milhões, a sexta emissão de debêntures da Telemar Participações S.A., no valor de R$150milhões, a terceira emissão de debêntures de Tupy S.A., no valor de R$251,9 milhões, a primeira emissão daTermopernambuco S.A., no valor de R$450 milhões e a terceira emissão da Companhia Energética do RioGrande do Norte – COSERN, no valor de R$179 milhões. O BB BI foi coordenador da décima emissão dedebêntures da Itauleasing, no valor de R$1,35 bilhão, da segunda emissão de Telesp Celular ParticipaçõesS.A., no valor de R$1,0 bilhão, da quinta emissão de debêntures da Companhia de Eletricidade do Estado daBahia – COELBA, no valor de R$540 milhões, da sétima emissão de debêntures de Aços Villares, no valor deR$285 milhões, dentre outras.Em 2006, o BB BI liderou a primeira emissão de debêntures da Telemar Norte Leste S.A, no valor de R$2,16bilhões, a quinta emissão de debêntures da Brasil Telecom S.A, no valor de R$ 1,08 bilhão, a primeiraemissão de notas promissórias da Cemig Geração e Transmissão S.A, no valor de R$ 900 milhões, a primeiraemissão de notas promissórias da Cemig Distribuição S.A, no valor de R$ 300 milhões, a décima quartaemissão de debêntures de Braskem S.A., no valor de R$ 500 milhões, a quarta emissão de Copel, no valor deR$600 milhões e a terceira emissão da Celpe, no valor de R$170 milhões. Foi coordenador da quarta emissãode debêntures da Petroflex, no valor de R$ 160 milhões, da primeira emissão de debêntures da CPFLPiratininga, no valor de R$ 400 milhões, da quarta emissão de debêntures da CSN, no valor de R$ 600milhões, da quarta emissão de debêntures da Vigor, no valor de R$ 50 milhões, da primeira emissão de BVLeasing – Arrendamento Mercantil S.A, no valor de R$3,35 bilhões, a primeira emissão da Companhia deBebidas das Américas – Ambev, no valor de R$ 2,065 bilhões, a sétima emissão da Companhia Vale do RioDoce, no valor de R$ 5,5 bilhões, a terceira emissão da Companhia Paulista de Força e Luz - CPFL, no valorde R$640 milhões, a segunda emissão da BNDES Participações - BNDESPAR, no valor de R$600 milhões ea primeira emissão de notas promissórias de Furnas Centrais Elétricas S.A., no valor de R$130 milhões.Em 2007, o BB BI liderou a segunda emissão de debêntures da Localiza Rent a Car S.A., no valor de R$ 200milhões. Participou da 7ª emissão de debêntures da Telemar Participações S.A. no valor de R$250 milhões, da3ª emissão de debêntures da BNDES Participações – BNDESPAR no valor de R$ 1,35 bilhão, da 4ª emissãode Notas Promissórias da CPFL Energia no valor de R$ 438,75 milhões e da 1ª emissão de NotasPromissórias de Telemar Participações S.A. no valor de R$ 4,8 bilhões.Em operações de renda variável, o BB BI mantém sua posição de principal player em ofertas públicas nosegmento de varejo, contando com mais de 12 mil pontos de atendimento espalhados por todo o país e peloportal www.bb.com.br. No primeiro semestre de 2006, o BB BI coordenou a segunda maior oferta pública deações dos últimos quatro anos do mercado de capitais brasileiro: a oferta pública secundária de ações doBanco do Brasil S.A. No total, foram vendidas 45.441.459 ações ordinárias de propriedade do próprio Bancodo Brasil S.A., do BNDES e da PREVI que, precificadas a R$43,50, perfizeram um montante de R$ 1,97bilhão. Desse total, R$523,1 milhões foram vendidos pelo Banco do Brasil S.A. no varejo, através da sua redede agências e do Canal Internet.19

Outro ponto de destaque é o forte crescimento dos instrumentos de securitização, como os Fundos de DireitosCreditórios – FIDC. No primeiro semestre de 2006, o BB BI coordenou as operações da Sabesp e do GrupoBrasil, consolidando-se como grande competidor também nesse segmento. No acumulado dos últimos quatroanos os negócios em underwriting já ultrapassam a marca de R$35 bilhões.O BB BI conta ainda com ampla experiência em assessoria e estruturação de grandes operações de fusões eaquisições envolvendo empresas dos setores de energia elétrica, portuário, transportes, saneamento, dentreoutros. Em projetos de privatização, foi vencedor de 13 dos 16 consórcios de que participou.Relacionamento da Emissora com o Coordenador LíderAlém do relacionamento referente à Oferta, o Coordenador Líder participou da 1ª Emissão Pública de NotasPromissórias Comerciais da Emissora e relaciona-se com as empresas do Grupo CEMIG por meio de seucontrolador, o Banco do Brasil S.A., o qual contrata operações de empréstimo e presta serviços bancários emgeral, de acordo com as práticas usuais do mercado financeiro, tais como, repasses do BNDES, arrecadação,pagamento de salários, pagamento a fornecedores, cobrança e serviços de convênio de arrecadação,fechamento de operações de câmbio, repasses do BNDES e administração de recursos. Para maioresinformações sobre as operações financeiras envolvendo o Coordenador Líder e a Emissora, vide Seção“Contratos Financeiros Relevantes” deste Prospecto.Em 30 de setembro de 2007, as operações da Emissora com o Banco do Brasil totalizavam aproximadamenteR$608,44 milhões em empréstimos, incluindo reestruturação da dívida externa (Plano Brady), no valor deR$108,58 milhões, conta de abertura de crédito fixo, no valor de R$ 184,33 milhões, e Cédulas de CréditoBancário - CCBs, no valor de R$315,53 milhões. Para maiores informações sobre contratos financeirosrelevantes firmados entre a Emissora e o Coordenador Líder (ou o Banco do Brasil), vide Seção “ContratosRelevantes” deste Prospecto. Além disso, a Emissora tem um contrato de swap com o Banco do Brasil novalor de R$100 milhões.O quadro abaixo apresenta os volumes totais das operações por modalidade:Modalidade Valor do Contrato VencimentoEmpréstimo 608,44 -- Moeda Nacional 499,86 2014- Moeda Estrangeira 108,58 2024Operações de Swap/Hedge paraCDI100,00 2009Fonte: CompanhiaA Emissora poderá, no futuro, contratar o Coordenador Líder ou sociedades de seu conglomerado econômicopara assessorá-la, inclusive na realização de investimentos ou em quaisquer outras operações necessárias paraa condução de suas atividades.20

FATORES DE RISCOOs riscos descritos abaixo não são os únicos enfrentados pela Emissora, ou aos quais estão sujeitosinvestimentos no Brasil em geral. Os negócios, situação financeira, ou resultados da Emissora podem seradversa e materialmente afetados por esses riscos. Riscos adicionais que não são atualmente doconhecimento da Emissora, ou que elas julgue, nesse momento, ser de pequena relevância, também podem vira afetar os seus negócios e, conseqüentemente, a sua situação financeira. Para mais informações, vide Seção“Análise e Discussão da Administração sobre a Situação Financeira e os Resultados Operacionais daEmissora” deste Prospecto.Este Prospecto contém apenas uma descrição resumida dos termos e condições das Debêntures e dasrespectivas obrigações assumidas pela Emissora com relação à Oferta. Para mais detalhes, os investidoresdevem ler a Escritura de Emissão, anexa ao presente Prospecto.RISCOS RELACIONADOS A FATORES MACROECONÔMICOSO Governo Federal tem exercido, e continua a exercer, significativa influência sobre a economiabrasileira. As condições políticas e econômicas brasileiras podem afetar desfavoravelmente os negócios,condição financeira e o resultado operacional da Emissora, bem como sua capacidade de pagamento dasDebêntures.A economia brasileira tem sido marcada por freqüentes e, por vezes, significativas intervenções do GovernoFederal, que modificam as políticas monetária, de crédito, fiscal e outras para influenciar a regulamentação daeconomia do Brasil.As ações do Governo Federal para controlar a inflação e efetuar outras políticas envolveram no passado,dentre outras, controle de salários e preço, desvalorização da moeda, controles no fluxo de capital edeterminados limites sobre as mercadorias e serviços importados. Os negócios, condição financeira eresultados das operações da Emissora podem ser desfavoravelmente afetados em razão de mudanças napolítica pública federal, estadual e municipal, referentes a tarifas públicas e controles de câmbio, bem comopor outros fatores, tais como:• variação nas taxas de câmbio;• controle de câmbio;• inflação;• flutuações nas taxas de juros;• liquidez no mercado doméstico financeiro e de capitais e mercados de empréstimos;• escassez de energia elétrica;• instabilidade de preços;• política fiscal e regime tributário; e• medidas de cunho político, social e econômico que ocorram ou possam afetar o Brasil.A Emissora não tem controle sobre quais medidas ou políticas o Governo Federal poderá adotar no futuro enão pode prevê-las.A contínua evolução da economia brasileira e as ações do atual ou futuro Governo Federal podem afetardesfavoravelmente os negócios, condição financeira e resultados das operações da Emissora, bem como suacapacidade de pagamento das Debêntures.21

A inflação e as medidas do Governo Federal para combater a inflação podem contribuir para a incertezaeconômica no Brasil, afetando desfavoravelmente os resultados operacionais da Emissora, bem como suacapacidade de pagamento das Debêntures.Historicamente, o Brasil teve altos índices de inflação. Os índices de inflação foram de 7,6% em 2004, 5,7%em 2005 e 3,8% em 2006, de acordo com o IGP-M. As medidas do Governo Federal para combater ainflação, combinadas com a especulação de futuras políticas de controle inflacionário, contribuíram para aincerteza econômica e aumentaram a volatilidade do mercado de capitais brasileiro. Pressões inflacionáriaspersistem e não é possível assegurar que as recentes taxas de inflação continuarão nos patamares atuais.Medidas governamentais futuras, tais como ajustes do valor do Real, em relação ao Dólar, podemdesencadear o aumento da inflação.Um aumento significativo da inflação poderá afetar a economia brasileira e, por conseguinte, os custos edespesas operacionais da Companhia. Substancialmente, os gastos em caixa (ou seja, outros além dadepreciação e amortização) e despesas operacionais da Companhia são realizados em Reais e tendem aaumentar de acordo com a inflação porque os fornecedores de mercadorias e prestadores de serviços tendem aelevar os preços para refletir as perdas em virtude da inflação.Caso as taxas de inflação venham a aumentar, não há como garantir que esses aumentos serão repassados aospreços dos produtos vendidos pela Companhia. Na hipótese desses aumentos não serem integralmenterepassados, os custos e despesas operacionais da Companhia poderão, no médio prazo, aumentar e,eventualmente, reduzir a margem de lucro, o que poderá afetar negativamente as condições financeiras, acapacidade de geração de caixa e os resultados operacionais da Companhia.Ademais, no caso de aumento nas taxas de inflação, eventual política antiinflacionária adotada pelo GovernoFederal poderá resultar em desaceleração no nível de atividade econômica e queda do poder aquisitivo dapopulação, gerando conseqüências negativas para os negócios da Companhia, sua condição financeira e oresultado de suas operações.A instabilidade na taxa de câmbio pode afetar desfavoravelmente os resultados das operações da Emissora,bem como sua capacidade de pagamento das Debêntures.A moeda brasileira tem historicamente sofrido freqüentes desvalorizações. No passado, o Governo Federalimplementou diversos planos econômicos e fez uso de diferentes políticas cambiais, incluindodesvalorizações repentinas, mini-desvalorizações periódicas (durante as quais a freqüência dos ajustes varioude diária a mensal), sistemas de câmbio flutuante, controles cambiais e dois mercados de câmbio. Asdesvalorizações cambiais em períodos de tempo mais recentes resultaram em flutuações significativas nastaxas de câmbio do Real frente ao Dólar e outras moedas. De tempos em tempos, houve flutuaçõessignificativas da taxa de câmbio entre o real e o dólar e outras moedas. Por exemplo, o real desvalorizou18,7% em 2001 e 52,3% em 2002 frente ao Dólar. Embora o Real tenha valorizado 18,2%, 8,1%, 11,8% e8,7% em relação ao Dólar em 2003, 2004, 2005 e 2006, respectivamente, não se pode garantir que o real nãosofrerá depreciação ou não será desvalorizado em relação ao dólar novamente. Em 31 de dezembro de 2006, ataxa de câmbio entre o Real e o Dólar era de R$2,1380 por US$1,00, e em 30 de setembro de 2007, a taxa decâmbio entre o real e o dólar era de R$1,8389 por US$1,00.As depreciações do Real frente ao Dólar também podem criar pressões inflacionárias adicionais no Brasil, quepodem afetar negativamente a Emissora. As depreciações geralmente dificultam o acesso aos mercadosfinanceiros estrangeiros e podem incitar a intervenção do Governo, inclusive com a adoção de políticas derecessão econômica. Contrariamente, a apreciação do Real em relação ao Dólar pode levar à deterioração daconta corrente e do saldo dos pagamentos do Brasil, bem como impedir o crescimento das exportações. Alémdisso, a depreciação do real com relação ao Dólar aumenta o custo de compra de eletricidade de Itaipu, umadas fornecedoras da Emissora, uma vez que esta corrige os preços da eletricidade parcialmente com base noscustos do Dólar. Qualquer situação mencionada acima pode afetar desfavoravelmente os negócios, a condiçãofinanceira e os resultados operacionais da Emissora, bem como sua capacidade de pagamento das Debêntures.22

A Emissora está exposta a riscos decorrentes de aumentos nas taxas de juros e flutuações na taxa decâmbio.Em 30 de setembro de 2007, 86,62 % do endividamento total da Emissora, equivalente a R$2.423,3 milhões,estavam denominados em Reais e indexados às taxas do mercado financeiro brasileiro, a taxas de inflação oua taxas de juros flutuantes. Conseqüentemente, se esses índices e taxas de juros subirem, as despesasfinanceiras da Emissora aumentarão. Em 30 de setembro de 2007, 53,5% da dívida da Emissora denominadaem Dólares, correspondente a R$191,5 milhões, estavam protegidos contra a variação cambial e, comoresultado de tal proteção, estavam sujeitos às variações nos índices de inflação no Brasil. A dívida daEmissora em outras moedas estrangeiras, no montante de R$16,8 milhões, em 30 de setembro de 2007, nãocontava com proteção cambial. Conseqüentemente, se estas moedas se valorizarem em relação ao Real, asdespesas financeiras da Emissora para essa parte da dívida também aumentarão. Se as despesas financeirasaumentarem significativamente como resultado de quaisquer desses fatores, a situação financeira da Emissorae seus resultados operacionais serão prejudicados.Restrições sobre a movimentação de capitais para fora do Brasil poderão prejudicar a capacidade daEmissora de cumprir determinadas obrigações de dívida e de pagamento das Debêntures.A lei brasileira permite que o Governo Federal imponha restrições temporárias à conversão da moedabrasileira em moedas estrangeiras e à remessa para investidores estrangeiros dos recursos de seusinvestimentos no Brasil sempre que houver um desequilíbrio grave na balança de pagamentos brasileira oumotivos para que se preveja a ocorrência de um sério desequilíbrio. A última vez que o Governo Federalimpôs restrições de remessa foi por aproximadamente seis meses em 1989 e no começo de 1990. O GovernoFederal poderá tomar medidas semelhantes no futuro, caso julgue necessário. A imposição de restrições àconversão e à remessa de divisas ao exterior pode prejudicar o acesso da Emissora ao mercado de capitaisinternacional, além de impedi-la de efetuar pagamentos de suas obrigações de dívida denominadas em moedaestrangeira. Como resultado, essas restrições poderiam afetar adversamente a Emissora e sua capacidade depagamento das Debêntures.Dificuldades na captação de recursos.O mercado de títulos e valores mobiliários emitidos por companhias brasileiras, assim como a oferta decrédito às companhias brasileiras são influenciados, em vários graus, pela economia global e condições domercado, especialmente pelos países da América Latina e outros mercados emergentes. Crises no Brasil e emoutros países emergentes ou políticas econômicas de outros países, dos Estados Unidos em particular, podemreduzir a demanda do investidor por títulos e valores mobiliários de companhias brasileiras, assim como aoferta de crédito para as companhias brasileiras.Caso, no futuro, a Emissora apresente necessidade de obter recursos junto a instituições financeiras ou pormeio da captação de recursos no mercado de capitais, eventuais dificuldades na sua obtenção poderãopostergar ou impedir a realização de projetos da Companhia ou representar um aumento nos custos decaptação da Emissora. Em ambos os casos, os resultados financeiro e operacional da Companhia poderão seradversamente afetados, bem como a sua capacidade de pagamento, inclusive das Debêntures.Crises políticas recentes no País podem afetar a economia brasileira e o mercado de valores mobiliários deemissores brasileiros.Nos últimos meses, figuras do governo, parlamentares e dirigentes de partidos políticos, notadamente aquelesque compõe a base de sustentação do atual Presidente da República, têm sido alvo de várias alegações deconduta antiética ou ilegal. Essas acusações, atualmente sob investigação pelo Congresso Brasileiro, pelaPolícia Federal e pelo STF, envolvem violações a leis eleitorais e de financiamento de campanhas, influênciade dirigentes do governo e parlamentares em troca de apoio político e outros comportamentos supostamenteantiéticos ou corruptos. A Emissora não tem condições de avaliar o impacto que tais acusações e investigaçõespossam ter sobre a economia brasileira. Os desdobramentos dessa crise poderão afetar adversamente osnegócios, fluxo de caixa e situação financeira da Emissora, bem como o impacto no mercado de valoresmobiliários de emissores brasileiros, o que poderá afetar negativamente sua capacidade de pagamento dasDebêntures.23

Propostas de alterações na política fiscal e na legislação trabalhista.O Governo Federal implementou, e poderá implementar novamente no futuro, mudanças em suas políticasfiscais que poderão afetar adversamente os negócios da Emissora. Essas mudanças incluem alterações aalíquotas de tributos, taxas, encargos setoriais e, ocasionalmente, o recolhimento de contribuiçõestemporárias relacionadas a propósitos governamentais específicos. Algumas dessas medidas poderão resultarem um aumento de tributos, o que poderá afetar negativamente os negócios da Emissora, bem como suacapacidade de pagamento das Debêntures.Em abril de 2003, a Câmara dos Deputados reabriu as discussões em relação às mudanças na Consolidaçãodas Leis do Trabalho. De acordo com o sistema atualmente vigente, as relações trabalhistas são fortementeregulamentadas. O conselho responsável pela elaboração do projeto de lei, em discussão, propôs incluir maiorflexibilidade nas normas trabalhistas no Brasil, permitindo aos empregadores e empregados um maior espaçopara negociação de certos aspectos de suas relações empregatícias. Uma revisão das relações sindicais noBrasil também vem sendo discutida. Ainda não está claro se as mudanças propostas, caso aprovadas peloCongresso, seriam bem aceitas pelos empregados das empresas brasileiras, incluindo os da Emissora e seusrespectivos sindicatos. Estas mudanças, se implementadas, podem afetar adversamente os negócios futuros daCompanhia.RISCOS RELATIVOS AO SETOR DE ENERGIA ELÉTRICAA Emissora está sujeita a uma ampla legislação e grandes alterações na área regulatória, que ainda estãosendo implementadas pelo governo, não podendo prever os impactos relacionados a estas mudanças.Em 15 de março de 2004, foi aprovada a Lei nº 10.848 que alterou substancialmente as diretrizes do setor atéentão vigentes e implementou o novo modelo do setor elétrico no Brasil (“Lei do Novo Modelo do SetorElétrico”), que promoveu profundas modificações em sua estrutura, dentre as quais: (i) a alteração das regrassobre a compra e venda de energia elétrica entre as empresas geradoras de energia e as concessionárias,permissionárias e autorizadas de serviço público de distribuição de energia elétrica; (ii) novas regras paralicitação de empreendimentos de geração; (iii) a criação da CCEE e de novos órgãos setoriais; e (iv) aalteração nas competências do Ministério de Minas e Energia e da ANEEL. Nos termos da Lei do NovoModelo do Setor Elétrico, uma parcela significativa da energia futura comprada por empresas de distribuiçãodeverá ser adquirida em leilões públicos anuais de todo o setor. Se os leilões públicos não forem bemsucedidos, o Governo poderá estabelecer novos procedimentos de comercialização de energia, e a Emissoranão poderá ter certeza a respeito do efeito de tais procedimentos sobre sua condição financeira e resultadooperacional, o que, conseqüentemente, pode afetar a capacidade de pagamento da Emissora.A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico continua sujeita a regulamentação, e, atualmente, tem suaconstitucionalidade contestada perante o Supremo Tribunal Federal por meio das ações diretas deinconstitucionalidade n.º 3090 e 3100 (“ADINs”). O Governo Federal recorreu, argüindo que, tendo em vistaque a medida provisória que deu origem a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico foi convertida em leimediante um projeto de conversão, as ADINs haviam perdido o objeto e solicitou seu arquivamento. Noentanto, a votação do Supremo Tribunal Federal, de 04 de agosto de 2004, rejeitou o recurso do Governo econfirmou a decisão de dar prosseguimento ao julgamento do mérito das ações. No dia 08 de abril de 2005 ojulgamento das ADINs foi novamente suspenso em virtude do pedido de vista por um dos Ministros; contudo,nesse julgamento houve 5 votos em favor da Nova Lei e 2 desfavoráveis. No dia 11 de outubro de 2006, oSTF decidiu, por maioria, indeferir a medida cautelar solicitada nas ADINS. Não existe ainda uma decisãosobre este mérito. Uma decisão final sobre esta questão depende do voto da maioria de onze Ministros, sendoque é necessário um quorum de, no mínimo, oito Ministros. Não existe ainda uma decisão sobre este mérito e,portanto, a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico está atualmente em vigor.Se a integra, ou parte substancial da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico for considerada inconstitucional, omarco regulatório previsto pela Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico poderá não vir a ser implementado,gerando incerteza em relação a forma e ao momento da realização das mudanças no setor elétrico Asmodificações introduzidas pela a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico incluem: (i) a alteração das regrassobre a compra e venda de energia elétrica entre as empresas geradoras de energia e as concessionárias,24

permissionárias e autorizadas de serviço público de distribuição de energia elétrica; (ii) novas regras paralicitação de empreendimentos de geração; (iii) a criação da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica -CCEE; (iv) a criação de novos órgãos setoriais; e (v) a alteração nas competências do Ministério de Minas eEnergia e da ANEEL.Não existe ainda uma decisão definitiva sobre este mérito.O efeito das reformas sob a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, o resultado das ADINs e as futurasreformas no setor da energia são difíceis de prever, mas poderão ter impacto adverso sobre os negócios eresultado operacional da Emissora, bem como em sua capacidade de acesso ao mercado financeiro. Para maisinformações vide Seção “O Setor de Energia Elétrica no Brasil - O Novo Modelo para o Setor” desteProspecto.As tarifas cobradas pela Emissora são determinadas pela ANEEL, nos termos de seus Contratos deConcessão.A ANEEL estabelece, de acordo com uma fórmula prevista nos Contratos de Concessão, as tarifas que aEmissora cobra de seus clientes, as quais estão também sujeitas ao poder regulador dessa Agência. A ANEELpossui substancial poder discricionário para estabelecer as tarifas que a Emissora cobra de seus consumidores.Os Contratos de Concessão de distribuição e a legislação brasileira estabelecem um mecanismo de preçomáximo, que permite três tipos de ajustes tarifários: (i) reajuste anual; (ii) revisão periódica; e (iii) revisãoextraordinária.A Emissora está autorizada a aplicar, todos os anos, um reajuste anual, homologado pela ANEEL, cujafinalidade é compensar alguns efeitos da inflação sobre as tarifas, e repassar aos clientes certas mudanças emsua estrutura de custos que fujam do seu controle, tais como o custo da energia comprada de seusfornecedores de energia, e encargos regulatórios, incluindo encargos para o uso de instalações de transmissãoe distribuição e variações na taxa de câmbio sobre seus pagamentos à Itaipu. Além disso, a ANEEL conduzuma revisão periódica a cada cinco anos para identificar variações nos custos da Emissora e definir um índicebaseado na sua eficiência operacional que será aplicado sobre o índice dos reajustes anuais da Emissora, ecujo efeito é premiar a boa administração dos seus custos e compartilhar quaisquer ganhos com os usuáriosdos serviços de distribuição. A finalidade dessas revisões de tarifa é restabelecer um nível tarifário suficientepara cobrir: (a) custos da energia comprada e outros custos não administráveis pela Emissora, (b) custos deoperação e manutenção de uma “Empresa de Referência” teórica e (c) remuneração do capital sobre sua basede ativos, usando uma metodologia de “substituição de custos”. A Emissora também tem o direito de requereruma revisão extraordinária das suas tarifas se custos imprevisíveis vierem a alterar significativamente suaestrutura de custos.Não é possível assegurar que a ANEEL estabelecerá tarifas que sejam favoráveis à Emissora e que permitamque ela repasse aos seus clientes todos os aumentos de custo. Além disso, na medida em que quaisquer dessesajustes não sejam concedidos pela ANEEL em tempo hábil, como ocorreu em 2001 e 2002 em virtude doRacionamento de energia elétrica, a condição financeira e os resultados operacionais da Emissora poderão seradversamente afetados.A Emissora poderá não conseguir repassar integralmente em suas tarifas os custos de suas compras deenergia.Conforme previsto no novo modelo do Setor Elétrico brasileiro, as empresas concessionárias e permissionáriasde distribuição de energia elétrica deverão planejar, com antecedência de cinco anos, a compra de energia nomercado regulado necessária para o suprimento de seus consumidores nesse período, através de leilõespúblicos, estando prevista uma correção com antecedência de três anos. A Lei do Novo Modelo do SetorElétrico estabelece as condições para o repasse dos volumes e preços de comercialização de energia entre asdistribuidoras e geradoras, através das tarifas reguladas dos consumidores finais. Se a energia contratada,incluindo aquela comprada pela Emissora nos leilões públicos, for inferior a 100% de sua necessidade deenergia total verificada, a Emissora estará sujeita a multas e poderá não conseguir repassar a seus clientes todosos custos de compra adicional de energia, caso a mesma esteja disponível, os quais poderão ser mais elevados25

no mercado à vista. Se a energia contratada, incluindo aquela que a Emissora comprar no leilão público,representar mais de 100% e menos de 103% da sua necessidade de energia total, poderá repassar a seusclientes o volume total da sua necessidade de energia. Caso supere 103%, a Emissora novamente estará sujeitaa multas e poderá não conseguir repassar a seus clientes todos os custos de compra deste montante. A Lei doNovo Modelo do Setor Elétrico restringe, ainda, a capacidade da Emissora de repassar aos seus clientes o custodas compras de energia caso tais custos ultrapassem o Valor Anual de Referência - VR estabelecido pelaANEEL. Este valor é baseado no preço médio ponderado pago por todas as empresas de distribuição nosleilões públicos de energia a ser disponibilizada por novos empreendimentos de geração, com início de entregade três a cinco anos após a data de realização do leilão sendo aplicado somente durante os três primeiros anosapós este marco inicial. Tendo em vista os inúmeros fatores que afetam as previsões de demanda de energia daEmissora, incluindo crescimento econômico e populacional, não é possível assegurar que sua previsão dedemanda de energia será precisa. Se houver variações significativas entre as suas necessidades e o volume desuas compras de energia, os resultados das operações da Emissora poderão ser adversamente afetados. Paramais informações vide Seção “O Setor de Energia Elétrica no Brasil” deste Prospecto.A atual estrutura do Setor Elétrico brasileiro é muito concentrada em geração hidráulica, o que a tornasujeita a certos riscos.O Setor Elétrico brasileiro, muito concentrado em geração hidráulica de energia, enfrenta uma restriçãonatural à sua capacidade de geração. As usinas hidrelétricas não podem gerar energia além da capacidadepossibilitada pelos recursos hídricos do País. Grande parte da capacidade de geração das principaisfornecedoras da Emissora é hidráulica e depende, significativamente, do volume de água das bacias dos riosem que se situam as usinas hidrelétricas e pequenas centrais hidrelétricas. Fatores naturais podem afetar acapacidade geradora das empresas geradoras de energia elétrica no Brasil, aumentando ou reduzindo o nívelde seus reservatórios. Restrições à capacidade de geração de energia decorrentes da redução do volume deágua das bacias dos rios em que se situam as geradoras de energia que fornecem energia para a Emissorapoderão prejudicar a capacidade de a Emissora adquirir energia, afetando suas operações e sua capacidade degeração de receitas.O impacto de uma escassez de energia e conseqüente racionamento de energia, como ocorreu em 2001 e2002, poderá causar um efeito adverso significativo sobre os negócios e resultado operacional da EmissoraA energia hidrelétrica é a principal fonte de energia no Brasil e representou cerca de 84,9% da capacidadeinstalada de geração do país em 2006. Tendo em vista que o nível pluviométrico nos anos anteriores a 2001foi abaixo da média, os reservatórios e, conseqüentemente, a capacidade hidrelétrica nas regiões sudeste,centro oeste e nordeste do Brasil também apresentaram níveis baixos. As tentativas de compensar adependência em usinas hidrelétricas com usinas térmicas movidas a gás foram adiadas. Em resposta àescassez de energia, o governo criou, em 15 de maio de 2001, a Câmara de Gestão da Crise de EnergiaElétrica - GCE, para coordenar e administrar um programa de redução do consumo de energia, e assim evitara interrupção do fornecimento. Esse programa, conhecido por Racionamento, estabeleceu limites de consumode energia para clientes industriais, comerciais e residenciais, esses limites variavam de 15% a 25% deredução do consumo de energia. O programa foi aplicado de junho de 2001 a fevereiro de 2002. Emconseqüência do Racionamento, o consumo de energia na área de concessão da CEMIG foi reduzido em 8,6%nesse período. Na hipótese de outra escassez de energia, o governo poderá implementar políticas que podemincluir o racionamento do consumo de energia, o que poderá causar um efeito adverso relevante na condiçãofinanceira e resultado operacional da Emissora. Para mais informações, vide “Discussão e Análise daAdministração sobre a Condição Financeira e Resultados Operacionais da Emissora” e “O Setor de EnergiaElétrica no Brasil – Racionamento”.26

As operações, equipamentos e instalações da Emissora estão sujeitos a ampla regulamentação ambiental ede saúde que podem se tornar mais rigorosos no futuro e resultar em maiores responsabilidades einvestimentos de capital.As atividades de distribuição da Emissora estão sujeitas a uma abrangente legislação ambiental em âmbitofederal, estadual e municipal. Essas normas incluem a obrigação de obtenção de licenças ambientais para aconstrução de novas instalações ou a instalação de novos equipamentos necessários às operações da Emissora.É possível que as regras de proteção ambiental e de saúde nos forcem a alocar investimentos de capital para aobservância de normas e, conseqüentemente, realocar recursos de outros investimentos planejados. Issopoderá ter um efeito adverso significativo sobre a condição financeira e resultados operacionais da Emissorae, conseqüentemente, sobre a capacidade de pagamento das Debêntures.A Emissora deverá obter licenças para suas instalações que operam sem licenças ambientais.A Lei Federal nº 9.605 de 12 de fevereiro de 1998, conforme alterada, estabeleceu multas para instalações queoperem sem licenças ambientais. Em 1998, o Governo Federal editou a Medida Provisória nº 1.710(atualmente Medida Provisória nº 2.163/47), que estabelece disposições para operadoras de projeto visando àcelebração de contratos com os órgãos normativos ambientais competentes para o fim de dar cumprimento àLei Federal nº 9.605/98.Adicionalmente, a Emissora está negociando com o Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos RecursosNaturais Renováveis - IBAMA e a Fundação Estadual de Meio Ambiente – FEAM a obtenção de licença deoperação ambiental corretiva para todos os seus empreendimentos que tenham iniciado operação antes defevereiro de 1986. A Emissora acordou com o Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos NaturaisRenováveis - IBAMA e com o Sistema Estadual do Meio Ambiente - SISEMA, que fará o licenciamentocorretivo dos seus empreendimentos por Sistemas Regionais, sendo que um grupo de empreendimentos doSistema Regional Triângulo, será licenciado no IBAMA, devido aos empreendimentos se localizarem em doisestados da Federação; e 7 Sistemas Regionais (Malhas Centro, Leste, Mantiqueira, Oeste, Norte, Sul eTriângulo) a serem licenciados no SISEMA, sendo que 3 sistemas encontram-se com os estudos ambientaisem fase de conclusão, 3 outros com estudos ambientais em fase inicial e, o último, Malha Norte, com osestudos ambientais em fase de licitação.Os critérios de compensação ambiental e social não estão definidos, o que poderá fazer com que assolicitações de órgãos ambientais, Ministério Público, ONGs e populações afetadas sejam adicionais àstradicionalmente propostas. Devido a essas incertezas, as compensações ambientais e sociais podem afetar olicenciamento (inclusive o corretivo), prazos e orçamento de novos empreendimentos, e até mesmoinviabilizá-los. Ressalta-se que existem discussões atualmente em andamento nos órgãos ambientais oficiais(federal e estadual) com o objetivo de estabelecer critérios para disciplinar as compensações ambientais. Casosejam adotados critérios muito rigorosos para a efetuação de tal compensação, a Emissora poderá ter suacapacidade de pagamento de obrigações adversamente afetada.Caso não obtenha as licenças pertinentes, a Emissora poderá sofrer um efeito adverso significativo sobre suacondição financeira e seus resultados operacionais.Não é mais permitida a contratação de suprimento de energia elétrica, por empresas concessionárias epermissionárias de distribuição, de energia gerada por elas mesmas ou por empresas do mesmo gruposocietário.O novo modelo do Setor Elétrico brasileiro vetou o auto-suprimento de energia (self-dealing), determinandoque todas as empresas concessionárias e permissionárias de distribuição de energia elétrica somente poderãoadquirir energia por meio dos leilões realizados diretamente pela ANEEL ou por intermédio do “pool”operado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE. Essa regra é aplicada para as novascontratações de suprimento de energia, devendo ser respeitados os contratos de auto-suprimento firmadosanteriormente à entrada em vigor da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico. O auto-suprimento de energia é acompra, por uma distribuidora, de energia gerada por ela mesma ou por uma empresa do mesmo grupo27

societário. Com a impossibilidade de realizar o auto-suprimento de energia, as distribuidoras que vinhamutilizando esta prática (como é o caso da Emissora) serão obrigadas a contratar energia para cada ano pormeio do “pool”, com uma antecedência de cinco e três anos, visando atendimento ao seu mercado projetado.O preço médio deste portfólio de contratos em um determinado ano poderá vir a ser superior ou inferior àmédia praticada por todos os distribuidores e verificada pela ANEEL (Valor de Referência - VR), devido àsregras do leilão. Permite-se o repasse automático dos custos relacionados ao portfólio de contatos para omercado das distribuidoras nos três primeiros anos incluindo aquele definido como o de início de entrega, atéo limite representado pelo Valor de Referência - VR. Portanto, nesses três primeiros anos, as distribuidoras deenergia elétrica (inclusive a Emissora) poderão ser afetadas negativamente, se o seu custo de compra formaior do que a média, tendo em vista que o repasse desse custo adicional aos consumidores não serápermitido.RISCOS RELACIONADOS AO CONTROLE DA CEMIG PELO ESTADO DE MINAS GERAISO Governo Estadual de Minas Gerais exerce substancial influência sobre a administração e orientação dosnegócios da CEMIG e, conseqüentemente, da Emissora. Ademais, o atual Governador do Estado de MinasGerais é integrante de um partido de oposição ao atual Governo Federal. o que pode resultar emdivergências quando da tomadas de decisões envolvendo as duas esferas de poder. Não é possível analisaros impactos e efeitos que essas situações poderão causar, podendo prejudicar os resultados e operações daCEMIG e, conseqüentemente, da Emissora.A CEMIG e, conseqüentemente, a Emissora, são controladas pelo Governo Estadual de Minas Gerais, quedetinha, em 30 de setembro de 2007, 50,96% das ações ordinárias emitidas pela CEMIG possuindo o direito àmaioria dos votos nas deliberações das Assembléias Gerais de Acionistas da CEMIG, podendo: (i) eleger amaioria dos membros do seu Conselho de Administração e (ii) decidir matérias cuja deliberação requeira aaprovação da maioria qualificada dos acionistas, inclusive operações com partes relacionadas, reorganizaçõessocietárias e época e pagamento de quaisquer dividendos futuros.O Governo Estadual de Minas Gerais já utilizou, no passado, e poderá utilizar no futuro, sua condição deacionista controlador da CEMIG para determinar que a CEMIG e, conseqüentemente, a Emissora, dediquemsea certas atividades e efetue certos investimentos destinados, principalmente, a promover seus objetivospolíticos, econômicos ou sociais e não necessariamente para atender ao objetivo de melhorar os negócios e/ouo resultado operacional da CEMIG e, conseqüentemente, da Emissora.RISCOS RELACIONADOS À EMISSORAO controle efetivo da CEMIG é objeto de contestação em juízo.Em função da compra, em 1997, de 32,96% das ações ordinárias de emissão da CEMIG pela SEB, uma jointventure controlada por uma companhia do grupo norte-americano AES Corporation, o Estado de MinasGerais e a SEB celebraram um acordo de acionistas que concedeu à SEB controle sobre certas decisõessocietárias importantes para a condução dos negócios da CEMIG. Em 1999, o Estado de Minas Gerais ajuizouação pleiteando anular o acordo de acionistas com fundamento na Constituição do Estado de Minas Gerias ena legislação estadual referente à matéria. O pedido de anulação do acordo de acionistas foi julgadoprocedente em 24 de março de 2000, sendo a decisão confirmada pelo Tribunal de Justiça de Minas Gerais em07 de abril de 2000. A SEB recorreu dessa decisão, em 10 de abril de 2000, para o Superior Tribunal deJustiça (“STJ”) e para o Supremo Tribunal Federal (“STF”), já tendo sido proferida decisão favorável aoEstado de Minas Gerais pelo STJ, restando apenas o julgamento de agravo de instrumento pelo STF, cujosautos se encontram conclusos ao Ministro Relator – Min. Joaquim Barbosa desde 17 de junho de 2005. Caso adecisão do STJ seja modificada de forma desfavorável ao Governo Estadual de Minas Gerais, o acordo deacionistas poderá ser considerado válido e a SEB poderá vir a ter o controle sobre certas decisões societáriasrelevantes da CEMIG e, conseqüentemente, da Emissora. Ademais, a SEB pode contestar retroativamente alegitimidade de certas decisões tomadas pelo Conselho de Administração da CEMIG e, conseqüentemente, daEmissora, durante a pendência desses processos.28

Decisões adversas em processos judiciaisA Emissora é parte em vários processos judiciais cíveis, trabalhistas e fiscais, que são ajuizados no cursohabitual dos seus negócios. Em 30 de setembro de 2007, as contingências da Emissora no pólo passivo,decorrentes desses processos somavam R$492,6 milhões. Deste total, o valor de R$157,3 milhões referiam-sea questões regulatórias, R$203,4 milhões referiam-se a questões fiscais, R$14,2 milhões referiam-se aquestões trabalhistas, e R$117,7 milhões referiam-se a questões cíveis e outras. Em 30 de setembro de 2007, aEmissora havia estabelecido provisões no valor total de R$35,6 milhões e depositado R$108,4 milhões. Paramais informações sobre este assunto, vide a Seção “Contingências Judiciais e Administrativas da Emissora”deste Prospecto.Se a Emissora for condenada a efetuar pagamentos em montante superior aos valores provisionados, poderáhaver um impacto negativo em sua condição financeira e seu resultado operacional.Não há como garantir se, e em que condições, as concessões atuais da Emissora serão renovadas. Osplanos de expansão da Emissora poderão ser prejudicados caso ela não consiga obter novas concessões ouperca alguma das concessões que possui atualmente.A Emissora conduz sua atividade de distribuição de acordo com os Contratos de Concessão celebrados com oGoverno Federal. A Constituição Federal exige que todas as concessões de serviços públicos devem serconcedidas mediante licitação. Em 1995, em um esforço para implementar esses dispositivos constitucionais,o Governo Federal aprovou a Lei de Concessões, que rege os procedimentos de licitação. De acordo com aLei de Concessões, mediante solicitação da concessionária, as concessões existentes poderão ser renovadaspelo Governo Federal, mediante requerimento efetuado pela concessionária, independentemente de sujeiçãoao processo de licitação, contanto que a concessionária tenha atendido aos padrões mínimos de desempenho eque a proposta seja aceitável ao Governo Federal. Para mais informações, vide Seção “Negócios da Emissora”- “Concessões” deste Prospecto.As atividades de distribuição da Emissora são realizadas de acordo com os seus respectivos Contratos deConcessão, cuja vigência termina em 2016, ou seja, antes da Data de Vencimento das Debêntures. AEmissora pretende solicitar a renovação de cada uma de suas concessões quando da sua respectiva expiração.Em virtude da discricionariedade do Governo Federal para a renovação das concessões, a Emissora poderáenfrentar concorrência significativa de terceiros ao pleitear a renovação dessas concessões ou para obterquaisquer novas concessões. A não renovação das atuais concessões pela Emissora, ou a aquisição dedeterminadas concessões por concorrentes, poderia afetar negativamente os resultados da Emissora, bemcomo sua capacidade de pagamento das Debêntures, além de poder resultar no vencimento antecipado dasDebêntures tendo em vista as hipóteses de vencimento antecipado previstas na Escritura de Emissão (paramaiores informações, vide Seção “Informações Relativas à Oferta – Vencimento Antecipado” desteProspecto). Ademais, não há como garantir que as concessões atuais não serão renovadas em termos quevenham a ser menos favoráveis do que aqueles atualmente em vigor, o que também afetaria adversamente asituação financeira e o resultado operacional da Emissora.Ademais, os planos de expansão da capacidade de distribuição da Emissora também estão sujeitos ao regimelicitatório regido pela Lei de Concessões. Caso a Emissora não obtenha novas concessões ou perca algumadas concessões que possui atualmente, seu programa de investimentos poderá não ser satisfatoriamenteconcluído. Neste caso, os negócios, operações e resultados da Emissora e, conseqüentemente, sua capacidadede pagamento com relação às Debêntures, poderão ser adversamente afetados.29

A instabilidade das taxas de juros pode afetar os negócios da Emissora.As dívidas da Emissora estão sujeitas a taxas de juros variáveis, tais como TJLP, LIBOR e Taxa DI. Em 30 desetembro de 2007, o valor total das dívidas da Emissora (curto e longo prazos) era de R$2.797,7 milhões,sendo que desse total R$1.721,7 milhões está sujeito a taxas de juros variáveis. Na hipótese de elevação dastaxas de juros, serão aumentados os custos e pagamentos do serviço das dívidas da Emissora. Neste caso, osnegócios da Emissora, sua condição financeira e o resultado de suas operações poderão ser afetadosnegativamente em decorrência de maiores despesas financeiras, conseqüentemente, afetando a capacidade depagamento da Emissora com relação às Debêntures. Para mais informações, vide Seções “Informações sobreTítulos e Valores Mobiliários Emitidos” e “Contratos Relevantes” deste Prospecto.A Emissora necessita de novos financiamentos para cumprimento de seu Plano de Investimentos.A Emissora possui uma política de obtenção de recursos para suas atividades baseada em financiamentosadquiridos junto a instituições financeiras, instituições de fomento nacionais e internacionais e operações decolocação de títulos e valores mobiliários representativos de dívida nos mercados brasileiro e internacional,além da Eletrobrás. O insucesso na realização de novas operações similares, com o objetivo de refinanciar suasoperações vincendas, poderá resultar em dificuldades na obtenção dos recursos necessários para ocumprimento das obrigações assumidas em operações de financiamento já contratadas ou em um aumento noscustos de captação da Emissora, o que poderá afetar negativamente seu resultado financeiro e operacional, bemcomo afetar sua capacidade de pagamento com relação às Debêntures. Para mais informações vide Seções“Informações sobre Títulos e Valores Mobiliários Emitidos” e “Contratos Relevantes” deste Prospecto.A Emissora possui um programa de investimentos para os próximos 5 anos, que prevê investimentos no valortotal de R$4.714 milhões, destinado à expansão de suas atividades de distribuição de energia. A Emissora nãopode assegurar que será capaz de obter recursos suficientes para implementação do seu programa deinvestimentos conforme originalmente previsto. A incapacidade de obter os recursos necessários poderápostergar ou impedir a conclusão desse programa de investimentos e demais projetos da Emissora, o quepoderá causar um efeito negativo nas atividades da Emissora e em seus resultados operacionais.Para mais informações sobre o programa de investimentos da Emissora, vide Seção “Negócios da Emissora –Investimentos” deste Prospecto.A não conclusão ou eventual atraso na construção dos projetos de expansão da capacidade de distribuiçãode energia elétrica da Emissora podem afetar adversamente seu resultado operacional e financeiro.A Emissora prevê um aumento na sua capacidade de distribuição de energia elétrica por meio de ampliação ereforço das redes de distribuição de energia. A não conclusão ou eventual atraso na construção dos projetos deexpansão da capacidade de distribuição de energia elétrica da Emissora em virtude dos riscos associados àconstrução de redes de distribuição, tais como o aumento do custo de mão-de-obra, bens e serviços, riscos deerros de projeto, perdas e danos causados a terceiros, restrições ambientais, atraso no término da construçãodas obras, poderá vir a implicar custos operacionais e/ou financeiros adicionais, afetando adversamente oresultado operacional e financeiro da Emissora e, conseqüentemente, a sua capacidade de pagamento dasDebêntures.Um número relativamente pequeno de consumidores da Emissora responde por parcela significativa desua receita. A não renovação dos contratos com tais consumidores ou uma queda no consumo poderáprejudicar os resultados operacionais da Emissora.Depois dos consumidores residenciais, a maior parte da energia vendida pela Emissora é comprada por grandesconsumidores industriais, cujas principais atividades são: siderurgia, manipulação de metais não ferrosos,ferroligas, química, vestuário, artefatos de tecidos, produção de cimento e produção de automóveis. Noexercício encerrado em 31 de dezembro de 2006, os dez maiores consumidores industriais da Emissoraresponderam por aproximadamente 1,1% da receita total da Emissora e aproximadamente 1,9% do volumetotal de eletricidade vendida pela Emissora. Já no período de nove meses findo em 30 de setembro de 2007,esses percentuais foram de 0,9% e 1,4% , respectivamente.30

A Emissora mantêm contratos de longo prazo com praticamente todos os seus principais consumidores.Qualquer perturbação no relacionamento existente com o mercado regulado poderia prejudicar de maneirarelevante seus resultados operacionais. Exemplificando, quando do término destes contratos, o modeloregulatório poderá permitir que os consumidores contratem com outros fornecedores, pagando à Emissora oscustos relativos à conexão e distribuição de energia através de seu sistema elétrico. Outra parcela do mercadopoderá optar por contratar energia de fontes alternativas (PCH´s, eólica, biomassa) e usufruir do subsídiorelativo ao desconto no pagamento dos custos de conexão e transporte. Um decréscimo de mercado dos setoresindustrial e comercial poderia prejudicar de maneira relevante os resultados financeiros da Emissora e,conseqüentemente, a sua capacidade de pagamento das Debêntures. Para mais informações vide Seção“Negócios da Emissora” deste Prospecto.A Emissora está sujeita a regras e limites para contingenciamento de crédito do setor público e a restriçõespara utilização de determinados recursos por ela captados, o que poderá dificultar a obtenção definanciamentos.Como uma sociedade de economia mista indiretamente controlada pelo Estado de Minas Gerais, a Emissoraestá sujeitas às regras e limites impostos às instituições financeiras com relação ao contingenciamento decrédito ao setor público editadas pelo Conselho Monetário Nacional e pelo Banco Central do Brasil. Essasregras estabelecem determinados parâmetros e condições para que as instituições financeiras possam oferecercrédito a entidades do setor público. Dessa forma, a Emissora poderá ter dificuldades para obterfinanciamentos perante instituições integrantes do Sistema Financeiro Nacional, o que poderá dificultar aimplementação de seu Plano de Investimentos ou o refinanciamento de suas obrigações financeiras. Essasregras também estabelecem que uma empresa estatal, de modo geral, somente poderá captar recursos: (i) nomercado local, por meio de empréstimos para refinanciamento de dívida e por meio de captações de recursosmediante a emissão de valores mobiliários; e (ii) no mercado externo, por meio de financiamento deimportações, refinanciamento de dívidas registradas no Banco Central do Brasil e financiamentos concedidospor organismos multilaterais. Em decorrência dessas regulamentações, a capacidade de contrair dívida daEmissora fica mais uma vez limitada, podendo afetar negativamente a implementação do seu Plano deInvestimentos ou o refinanciamento de suas obrigações financeiras. Para mais informações vide Seção“Negócios da Emissora” – “Investimentos” deste Prospecto.Há restrições contratuais à capacidade de endividamento da Emissora.Além dos limites para contingenciamento de crédito do setor público, a Emissora está sujeita a certas cláusulase condições que restringem sua autonomia e capacidade de contrair novos empréstimos em virtude decontratos por ela celebrados para a captação de recursos. Na hipótese de descumprimento, pela Emissora, dequalquer disposição dos referidos contratos, tornar-se-ão exigíveis os valores vincendos (principal, juros e multa)objeto dos referidos contratos. O vencimento antecipado das obrigações da Emissora poderá acarretar sériosefeitos sobre sua situação financeira, considerando-se inclusive a previsão de vencimento cruzado de outrasobrigações da Emissora (inclusive aquelas decorrentes desta Oferta), conforme cláusulas presentes em diversoscontratos de empréstimos e financiamento por ela celebrados com terceiros. Ademais, a existência de limitaçõesao endividamento da Emissora poderá afetar sua capacidade de captar novos recursos necessários aofinanciamento de suas atividades e de suas obrigações vincendas, o que poderá influenciar negativamente acapacidade da Emissora de honrar seus compromissos financeiros, inclusive a capacidade da Emissora comrelação ao pagamento das Debêntures emitidas no âmbito desta Oferta. Para mais informações vide Seções“Informações Sobre os Títulos e Valores Mobiliários Emitidos” e “Contratos Relevantes” deste Prospecto.31

A Emissora apresenta um percentual de inadimplência que pode afetar adversamente seus resultadosfinanceiros.Em 31 de dezembro de 2006, a Emissora acumulou contas a receber vencidas de consumidores finais no valorde, aproximadamente, R$1.732.293 mil, correspondentes a 27,43% de sua receita operacional líquidaregistrada em 2006. No período de nove meses findo em 30 de setembro de 2007, a Emissora acumulou contasa receber vencidas de consumidores finais no valor de, aproximadamente, R$1.658.673 mil, correspondentes a38,24% de sua receita operacional líquida registrada neste mesmo período. Deste total, cerca de 3,08% erarepresentado por contas devidas pelo Setor Público. A Emissora pode não recuperar os créditos relativos adívidas de diversos municípios e demais clientes inadimplentes que estão sendo renegociadas. Caso essescréditos não sejam recuperados, total ou parcialmente, a Emissora sofrerá um impacto adverso relevante emseus resultados financeiros. Para mais informações sobre inadimplência vide Seção “Negócios da Emissora –Faturamento e Cobrança - Inadimplência” deste Prospecto.Nem todos os bens e ativos da Emissora poderão ser objeto de execução para satisfazer as obrigaçõesrelativas às Debêntures emitidas no âmbito desta Oferta.Na qualidade de concessionária de serviços públicos, todos os bens da Emissora, essenciais à prestação deserviços públicos e vinculados às concessões por ela detidas, devem ser revertidos ao poder concedente aofinal dos Contratos de Concessão e não estão sujeitos à penhora ou execução judicial. Desse modo, nahipótese de inadimplemento pela Emissora das obrigações relativas às Debêntures, nem todos os seus bens eativos poderão ser objeto de execução para satisfazer as obrigações relativas às Debêntures.Os seguros contratados pela Emissora podem ser insuficientes para ressarcir eventuais danos.Os seguros contratados pela Emissora podem ser insuficientes para o ressarcimento de eventuais danos. AEmissora mantém apenas seguro de incêndio e riscos operacionais, tais como danos em equipamentos. Asinstalações elétricas da Emissora não se encontram, de modo geral, cobertas por seguro contra catástrofes, taiscomo terremotos e inundações. Além disso, de acordo com a legislação brasileira, a Emissora é responsávelpor danos diretos e indiretos resultantes do fornecimento inadequado de serviços de distribuição de energia,tais como interrupções repentinas e variações de voltagem. Além disso, a Emissora poderá ser consideradaresponsável por até 60% dos danos causados a terceiros em virtude de interrupções ou distúrbios resultantesdos sistemas de distribuição, transmissão ou geração, caso tais interrupções ou distúrbios não sejam atribuídosa um membro identificável pelo ONS. A Emissora não pode garantir que seus seguros são suficientes paracobrir integralmente quaisquer responsabilidades incorridas de fato no curso de seus negócios ou que essesseguros continuarão disponíveis no futuro.A ocorrência de sinistros que ultrapassem o valor segurado ou que não sejam cobertos pelos seguroscontratados pode acarretar custos adicionais inesperados e significativos para a Emissora, acarretando umefeito adverso em suas atividades, resultados operacionais e condição financeira. Para mais informações, videSeção “Negócios da Emissora – Seguros” deste Prospecto.Caso a Emissora seja transformada em sociedade limitada, seu registro de companhia aberta serácancelado.A Lei de Sociedades por Ações dispõe sobre a possibilidade de transformação de sociedades anônimas emsociedades limitadas.Caso aconteça tal transformação, após o resgate da totalidade das debêntures em circulação emitidas pelaEmissora, conforme o disposto no art. 7º da Instrução 361 da CVM, o registro de companhia aberta daEmissora será cancelado. Ademais, as sociedades limitadas, bem como as sociedades anônimas fechadas nãosão obrigadas a divulgar informações eventuais e periódicas, requisitos de governança corporativa aos quaisas companhias abertas estão sujeitas.32

A Escritura de Emissão das Debêntures assegura a entrega periódica de informações financeiras e gerenciaisaos debenturistas, mas não assegura todas as proteções ao investidor aplicáveis às companhias abertas.Se a Emissora passar por uma transformação, conforme descrito acima, os Debenturistas serão adversamenteafetados, tendo em vista que as Debêntures serão resgatadas.A Emissora poderá ser punida pela ANEEL por descumprimento de seus Contratos de Concessão e daregulamentação aplicável.As atividades de distribuição da Emissora são realizadas de acordo com os seus respectivos Contratos deConcessão, cuja vigência termina em 2016. Com base nas disposições dos Contratos de Concessão daEmissora e na legislação aplicável, a ANEEL poderá aplicar penalidades caso descumpram quaisquer de suasdisposições. Dependendo da gravidade do descumprimento, tais penalidades poderão incluir:• advertência;• multas por descumprimento do respectivo Contrato de Concessão de até 2% da receita da Emissoraauferida no exercício encerrado imediatamente anterior a data do descumprimento;• restrições ao funcionamento das instalações e equipamento existentes;• intervenção; e• término da concessão.Além disso, o Governo Federal tem o poder de terminar as concessões da Emissora antes do final do prazo emcaso de falência ou dissolução, ou por meio de encampação e caducidade.É possível que a ANEEL aplique penalidades pelo descumprimento dos Contratos de Concessão pelaEmissora ou termine antecipadamente as concessões. Caso os Contratos de Concessão sejam terminados, aEmissora não poderá operar seus negócios. Além disso, o pagamento a que a Emissora terá direito quando dotérmino de suas respectivas concessões poderá não ser suficiente para liquidação total de seus passivos, e essepagamento poderá ser postergado por muitos anos. Se o respectivo Contrato de Concessão da Emissora forrescindido por sua culpa, o montante do pagamento devido poderá ser reduzido de forma significativa com aimposição de multas ou outras penalidades. Desta forma, a aplicação de multas ou penalidades ou o términoantecipado da concessão da Emissora poderão ter um efeito adverso significativo sobre sua condiçãofinanceira e os seus resultados operacionais e, conseqüentemente, poderão afetar a capacidade de pagamentoda Emissora com relação às Debêntures.Ademais, a Escritura de Emissão estabelece, como hipótese de vencimento antecipado das obrigações daEmissora ali previstas, o “término, por qualquer motivo, de quaisquer dos contratos de concessão dos quais aEmissora seja parte, e que representem, separadamente ou em conjunto, um valor superior ao equivalente a30% da receita operacional líquida da Emissora constante de suas últimas demonstrações financeiras àépoca”. Desse modo, caso ocorra o término dos Contratos de Concessão nos termos previstos acima, todas asobrigações relativas às Debêntures serão antecipadamente vencidas.A Emissora deverá respeitar os padrões de qualidade dos serviços previstos nos respectivos Contratos deConcessão de distribuição de energia elétrica e na regulamentação aplicável.Os Contratos de Concessão que regulam as concessões de serviço público de distribuição de energia elétricacelebrados pela Emissora estabelecem padrões que devem ser observados na prestação dos serviços objetosdas respectivas concessões, entre os quais a constante melhoria dos padrões de qualidade. As penalidadesaplicáveis a um desempenho inferior aos níveis estabelecidos de qualidade dos serviços estão previstas naResolução ANEEL n°63/04 e incluem multa de até 2% do valor dos respectivos faturamentos, nos 12 mesesimediatamente anteriores à ocorrência da infração.33

O Poder Concedente poderá, caso a Emissora não observe os respectivos padrões de qualidade e melhoria dosserviços de distribuição de energia elétrica, aplicar outras penalidades à Emissora e, observada a legislaçãoem vigor, decretar a caducidade das concessões, o que acarretaria um efeito adverso na condição financeira eoperacional da Emissora. Ademais, o completo atendimento a esses padrões de serviços é requisito essencialpara a renovação das concessões nos termos da Lei de Concessões.Para mais informações sobre os respectivos Contratos de Concessão, incluindo as hipóteses nas quais essesinstrumentos podem ser extintos, vide seção “Negócios da Emissora – Concessões” deste Prospecto.A Emissora gera parte de suas receitas operacionais a partir de clientes qualificados como consumidores“potencialmente livres” que têm a liberdade de procurar fornecedores alternativos de energia.Dentro de sua área de concessão, a Emissora não enfrenta concorrência na distribuição de energia. Entretanto,em virtude da Lei do Setor Elétrico e regulamentação posterior, desde 1995 os clientes classificados comopotencialmente livres podem adquirir energia diretamente através dos agentes de mercado (comercializadores egeradores). Além disso, clientes com uma demanda contratada igual ou superior a 500 kW podem se tornarconsumidores livres caso optem por energia de fontes renováveis, como energia eólica, solar, biomassa ouPCHs. Atualmente, clientes cativos atendidos em alta tensão compram energia a preços subsidiados. Essesubsídio, conhecido por “subsídio cruzado”, começou a ser gradualmente retirado a partir de julho de 2003 efoi totalmente eliminado até 2007. A Emissora acredita que para os próximos anos, o preço de comercializaçãode energia no ambiente de contratação livre crescerá substancialmente devido à carência de projetos de geraçãode energia no Brasil a serem licitados, impactando fortemente o mercado regulado.Em 30 de setembro de 2007, a Emissora fornecia energia a 532 unidades de consumo de clientes industriaispotencialmente livres, com demanda contratada no horário fora de pico, maior ou igual a 500kW, querepresentavam aproximadamente 12.1% de sua receita operacional líquida e aproximadamente 14.1% dovolume total da energia vendida no referido exercício. Caso os consumidores potencialmente livres daEmissora se tornem consumidores livres, passando a comprar energia de outros fornecedores, as receitas daEmissora poderão ser reduzidas, o que poderá afetar adversamente os resultados das operações da Emissora nocurto prazo, tendo em vista a remuneração deste segmento.Para mais informações sobre consumidores potencialmente livres, vide seção “Negócios da Emissora –Concorrência.”RISCOS RELACIONADOS À OFERTAAs obrigações da Emissora constantes da Escritura de Emissão estão sujeitas às hipóteses de vencimentoantecipado.A Escritura de Emissão estabelece hipóteses que ensejam o vencimento antecipado (automático ou não) dasobrigações da Companhia. Não há garantias de que a Companhia terá recursos suficientes em caixa para fazerface ao pagamento das Debêntures na hipótese de ocorrência de vencimento antecipado de suas obrigações, oque poderá causar um impacto negativo relevante nos resultados e atividades da Emissora.O mercado secundário de debêntures tem baixa liquidez no Brasil, podendo dificultar a negociação dasDebêntures.O mercado secundário existente no Brasil para negociação de debêntures historicamente apresenta baixaliquidez, e não há nenhuma garantia de que existirá no futuro um mercado para negociação das Debênturesque possibilite aos subscritores desses títulos sua alienação caso estes assim decidam. Além da dificuldade narealização da venda, a baixa liquidez no mercado secundário de Debêntures no Brasil pode causar também adeterioração do preço de venda desses títulos.34

Eventual rebaixamento na classificação de risco da Oferta poderá acarretar redução de liquidez dasDebêntures para negociação no mercado secundário.Para se realizar classificação de risco, certos fatores relativos à Emissora são levados em consideração, taiscomo sua condição financeira, administração e desempenho. São analisadas, também, características daspróprias emissões e das Debêntures, assim como as obrigações assumidas pela Emissora e os fatores políticoeconômicosque podem afetar a condição financeira da Emissora. Dessa forma, as avaliações representamuma opinião quanto às condições da Emissora de honrar seus compromissos financeiros, tais como pagamentodo principal e juros no prazo estipulado. Um eventual rebaixamento na classificação de risco da Ofertadurante a vigência das Debêntures poderá afetar negativamente o preço das Debêntures e sua negociação nomercado secundário.As informações acerca do futuro da Emissora contidas neste Prospecto podem não ser precisas.Este Prospecto contém informações acerca das perspectivas do futuro da Companhia, as quais refletem asopiniões da Companhia em relação ao desenvolvimento futuro e que, como em qualquer atividade econômica,envolvem riscos e incertezas. Não há garantias de que o desempenho futuro da Companhia seja consistentecom essas informações. Os eventos futuros poderão diferir sensivelmente das tendências aqui indicadas,dependendo de vários fatores discutidos nesta seção “Fatores de Risco” e em outras seções deste Prospecto.As expressões “acredita que”, “espera que” e “antecipa que”, bem como outras expressões similares,identificam informações acerca das perspectivas do futuro da Companhia. Os potenciais investidores sãoadvertidos a examinar com toda a cautela e diligência as informações contidas neste Prospecto e a não tomardecisões de investimento unicamente baseados em previsões futuras ou expectativas.Não será emitida Carta de Conforto no âmbito desta Oferta.O Código ANBID prevê a necessidade de manifestação escrita por parte de auditores independentes (a "Cartade Conforto") acerca da consistência das informações financeiras constantes deste Prospecto com asdemonstrações financeiras publicadas da Emissora. Não obstante, a Emissora não contratou auditoresindependentes para a condução de processo de auditoria contábil, referente as informações contábeis relativasaos seus negócios e atividades, com vistas à preparação da Carta de Conforto, deste Prospecto e/ou dosdemais documentos que serão disponibilizados aos investidores no âmbito da Oferta. Assim sendo, osadquirentes das Debêntures deverão tomar sua decisão de investimento cientes de que os auditoresindependentes da Emissora não se manifestaram sobre a consistência das informações financeiras constantesdeste Prospecto com relação às demonstrações financeiras publicadas pela Emissora.35

DESTINAÇÃO DOS RECURSOSOs recursos obtidos com a Oferta serão integralmente destinados ao pagamento parcial do saldo devedorremanescente das notas promissórias emitidas no âmbito da 3ª emissão pública de notas promissórias daEmissora, cujas principais características estão descritas na tabela abaixo:RemuneraçãoData de EmissãoDestinação dosrecursos das notaspromissóriasSaldo devedorem 30 desetembro de2007(R$ mil)Data deVencimento101,6% da taxa médiadiária dos depósitosinterfinanceirosdenominada "Taxa DIover extra grupo",expressa na formapercentual ao ano, base252 dias úteis, calculada edivulgada diariamentepela CETIP noinformativo diáriodisponível em sua páginanaInternet(http://www.cetip.com.br)29/06/2007Os recursos captados pormeio da distribuiçãopública das notaspromissórias foramdestinados à recomposiçãodo caixa utilizado nospagamentos de principal dedívidas da Emissora,pagamentos estes ocorridosentre janeiro de 2007 e adata da liberação dosrecursos (R$297,1 milhões)e ao pagamento deprincipal das dívidasvincendas até o final do ano(R$102,9 milhões).411.319 26/12/2007Fonte: CompanhiaPara informações sobre o impacto da Oferta na situação patrimonial e nos resultados da Emissora, vide Seção“Capitalização” deste Prospecto.36

INFORMAÇÕES RELATIVAS À OFERTACOMPOSIÇÃO DO CAPITAL SOCIALA Emissora é uma subsidiária integral da CEMIG. Em 30 de agosto de 2007, o valor do capital social daEmissora era de R$$2.261.997.787,64 (dois bilhões, duzentos e sessenta e um milhões, novecentos e noventae sete mil, setecentos e oitenta e sete reais e sessenta e quatro centavos), dividido de acordo com a tabelaabaixo:Composição Acionária do Capital SocialTipo Quantidade de Ações Valor do Capital (R$)Ordinárias 2.261.997.787 2.261.997.787,64TotalFonte: Companhia2.261.997.787 2.261.997.787,64CARACTERÍSTICAS E PRAZOSA 2ª Emissão de Debêntures da Emissora foi aprovada na Reunião do Conselho de Administração daEmissora realizada em 30 de agosto de 2007, cuja ata foi arquivada na JUCEMG em 19 de novembro de 2007e publicada nos jornais “Minas Gerais”, “Gazeta Mercantil – Edição Nacional” e “O Tempo”, em 22 denovembro de 2007. Tal ata foi retificada pela reunião do Conselho de Administração da Emissora realizadaem 30 de outubro de 2007, cuja ata foi arquivada na JUCEMG em 20 de novembro de 2007 e publicada nosjornais “Minas Gerais”, “Gazeta Mercantil – Edição Nacional” e “O Tempo”, em 22 de novembro de 2007.A Emissora obteve a aprovação da ANEEL para a realização da Oferta, por meio do Despacho do seuSuperintendente de Fiscalização Econômica e Financeira nº 3.248, datado de 29 de outubro de 2007, na forma eobservados os termos e as condições estabelecidos na Escritura de Emissão.Valor Nominal UnitárioO valor nominal unitário das Debêntures será de R$10.000,00 (dez mil reais), na Data de Emissão.Quantidade de DebênturesSerão emitidas 40.000 (quarenta mil) Debêntures.Aumento da Quantidade de DebênturesNão haverá a possibilidade de aumento na quantidade das Debêntures a serem distribuídas no âmbito daOferta em virtude de excesso de demanda, seja a critério da Emissora (nos termos do artigo 14 da InstruçãoCVM 400), seja a critério do Coordenador Líder (nos termos do artigo 24 da Instrução CVM 400).Valor Total da OfertaO valor total da Oferta é de R$400.000.000,00 (quatrocentos milhões de reais), na Data de Emissão.SériesA Oferta será realizada em série única.Data de EmissãoPara todos os fins e efeitos, a Data de Emissão será 15 de dezembro de 2007.37

Conversibilidade, Forma e TipoAs Debêntures serão simples, ou seja, não conversíveis em ações, da forma nominativa e escritural, sememissão de cautelas ou certificados.EspécieAs Debêntures serão da espécie sem garantia nem preferência (quirografária).VencimentoO prazo de vencimento das Debêntures desta Emissão é de 120 (cento e vinte) meses a contar da Data deEmissão, com vencimento final no dia 15 de dezembro de 2017 (a “Data de Vencimento”). Por ocasião daData de Vencimento, a Emissora se obriga a proceder ao pagamento das Debêntures que ainda estejam emcirculação, pelo seu Valor Nominal Unitário, acrescido da Remuneração (conforme definido abaixo) devida.RemuneraçãoAs Debêntures desta Oferta farão jus à seguinte remuneração (“Remuneração”):Atualização MonetáriaO Valor Nominal Unitário das Debêntures será atualizado, a partir da Data de Emissão ou desde a data devencimento do último Período de Capitalização, conforme o caso, até a data de seu efetivo pagamento, pelavariação do Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo – IPCA (o “IPCA”), ou na sua falta ouimpossibilidade de aplicação, pelo índice oficial que vier a substituí-lo, apurado e divulgado pelo InstitutoBrasileiro de Geografia e Estatística – IBGE. A Atualização será calculada pro rata temporis, por dias úteis,segundo a seguinte fórmula (a “Atualização”):onde:VNa = VNe × CVNa = Valor Nominal Unitário acrescido da Atualização calculado com 6 (seis) casas decimais, semarredondamento;VNe = Valor Nominal Unitário das Debêntures da Emissão ou saldo de seu Valor Nominal Unitário(valor nominal remanescente após amortização de principal, ou incorporação, ou pagamentoda atualização monetária) da Debênture, calculado com 6 (seis) casas decimais, semarredondamento;C= Fator acumulado das variações mensais do IPCA, calculado com 8 (oito) casas decimais, semarredondamento, apurado da seguinte forma:C =n∏k = 1⎡⎢⎛⎜ NI⎢⎜⎢⎝NIk⎣k−1⎞⎟⎟⎠onde:n = número total de índices considerados na Atualização das Debêntures, sendo “n” umnúmero inteiro;dupdut⎤⎥⎥⎥⎦38

NI k = valor do IPCA do mês anterior ao mês de Atualização, caso a Atualização seja emdata anterior ou na própria data de aniversário das Debêntures. Após a data de aniversário, ovalor do número-índice do mês de Atualização;NI k-1 = valor do número-índice do mês anterior ao mês “k”;dup = número de dias úteis entre (i) a Data de Emissão, para o primeiro mês de Atualização,ou (ii) a data de aniversário anterior, para os demais meses, e a data de cálculo, limitado aonúmero total de dias úteis de vigência do índice de preços, sendo “dup” um número inteiro;edut = número de dias úteis contidos entre a data de aniversário anterior e a próxima data deaniversário, sendo “dut” um número inteiro.dut⎛ NIk⎞⎜NI⎟k 1Os fatores resultantes das expressões ⎝ − ⎠ são considerados com 8 (oito) casasdecimais, sem arredondamento. O produtório é executado a partir do fator mais recente,acrescentando-se, em seguida, os mais remotos. Os resultados intermediários são calculadoscom 16 (dezesseis) casas decimais, sem arredondamento.A Atualização das Debêntures será paga pela Emissora juntamente com o Valor Nominal Unitário dasDebêntures, nas mesmas Datas de Amortização das Debêntures, de maneira proporcional, ocorrendo oprimeiro pagamento em 15 de dezembro de 2015 e o último, na Data de Vencimento. Desse modo, o valor aser pago em virtude da Atualização das Debêntures, calculado em relação ao primeiro Período deCapitalização aplicável à Atualização, será apurado pelo Agente Fiduciário, com base nas disposições doparágrafo acima e demais disposições aplicáveis da Escritura de Emissão, e deverá ser dividido por 3 (três),sendo que cada um dos valores resultantes desta divisão corresponderá ao valor a ser pago pela Emissora atítulo de Atualização em cada uma das Datas de Amortização (os “Valores Proporcionais de Atualização”),observado que, sobre os Valores Proporcionais de Atualização a serem pagos pela Emissora na segunda eterceira Datas de Amortização, deverá ser acrescido o montante a ser pago em virtude da Atualização dasDebêntures, devida com relação a cada um dos respectivos Períodos de Capitalização.Se, na data de vencimento de quaisquer obrigações pecuniárias da Emissora, não houver divulgação do IPCA,será aplicado o último número índice do IPCA divulgado, calculado pro rata temporis, não sendo devidasquaisquer compensações financeiras entre a Emissora e os detentores das Debêntures quando da divulgaçãoposterior do IPCA que seria aplicável.No caso de extinção, ausência de apuração e/ou divulgação do IPCA por mais de 10 (dez) dias consecutivosapós a data esperada para sua apuração e/ou divulgação, ou impossibilidade legal de aplicação do IPCA àsDebêntures, o Agente Fiduciário deverá, no prazo máximo de 30 (trinta) dias a contar do evento, realizarAssembléia Geral de Debenturistas (observado o disposto na Cláusula VII abaixo), para a deliberação, decomum acordo com a Emissora, observada a regulamentação aplicável, do novo parâmetro de Atualização dasDebêntures a ser proposto pela Emissora. Até a deliberação desse parâmetro pela Assembléia Geral deDebenturistas será utilizado, para o cálculo do valor da Atualização das Debêntures o último IPCA divulgadooficialmente, acrescido dos Juros Remuneratórios (conforme abaixo definido), até a data da deliberação daAssembléia Geral de Debenturistas.Caso não haja acordo sobre a nova Atualização das Debêntures entre a Emissora e os Debenturistasrepresentando, no mínimo, 2/3 (dois terços) do total das Debêntures em Circulação (ainda que em decorrênciada falta de quorum para deliberar sobre a matéria), a Emissora deverá resgatar a totalidade das Debêntures emCirculação, no prazo de 30 (trinta) dias contados da data da realização da respectiva Assembléia Geral deDebenturistas, pelo saldo de seu Valor Nominal Unitário acrescido da Remuneração devida até a data doefetivo resgate, calculada pro rata temporis, a partir da Data de Emissão ou da data de início do respectivoPeríodo de Capitalização, conforme o caso, utilizando-se o último IPCA divulgado oficialmente. O resgate aoqual se refere este parágrafo não será acrescido de prêmio de qualquer natureza.dup39

Juros RemuneratóriosSobre as Debêntures incidirão os Juros Remuneratórios, calculados de forma exponencial e cumulativa prorata temporis por dias úteis decorridos, com base em um ano de 252 dias úteis, incidentes sobre o ValorNominal Unitário das Debêntures acrescido da Atualização, desde a Data de Emissão, ou sobre o saldo doValor Nominal Unitário, desde a data de vencimento do último Período de Capitalização, conforme o caso,até a data de seu efetivo pagamento. O cálculo dos Juros Remuneratórios obedecerá à seguinte fórmula:J = {VNa x [FatorJuros - 1]}, onde:J = Valor Nominal Unitário dos juros devidos no final de cada Período de Capitalização (conformedefinido abaixo), calculado com 6 (seis) casas decimais, sem arredondamento;VNa = Valor Nominal Unitário Atualizado das Debêntures, calculado com 6 (seis) casas decimais,sem arredondamento;FatorJuros = fator de juros fixos calculado com 9 (nove) casas decimais, com arredondamento;⎧⎡⎪⎨⎢⎛taxa ⎞FatorJuros = ⎜ + 1⎟⎪⎢⎝100 ⎠⎩⎣DP252⎤⎫⎥⎪⎬⎥⎦⎪⎭, onde:Taxa = taxa de juros fixa, a ser definida no Procedimento de Bookbuilding, limitada a 7,96%,informada com 4 (quatro casas decimais);DP = número de dias úteis entre (i) a Data de Emissão ou (ii) a data de pagamento dos JurosRemuneratórios anterior, conforme o caso, e a data atual, sendo “DP” um número inteiro.Os Juros Remuneratórios serão pagos anualmente, a partir da Data de Emissão, sempre no dia 15 de dezembrode cada ano, ocorrendo o primeiro pagamento em 15 de dezembro de 2008 e, o último, na Data deVencimento.A taxa final dos Juros Remuneratórios será efetivamente apurada por meio do Procedimento de Bookbuilding,devendo ser ratificada pelo Conselho de Administração da Emissora em reunião que será realizada antes doinício da distribuição das Debêntures. As Partes promoverão o aditamento da Escritura de Emissão para quedela conste a taxa final dos Juros Remuneratórios.Para fins de fixação da taxa final dos Juros Remuneratórios, no Procedimento de Bookbuilding não serãoaceitas intenções de investimento de pessoas vinculadas à Oferta, entendendo-se por pessoas vinculadasaquelas referidas no artigo 55 da Instrução CVM 400, exceto pelos intermediários contratados com cláusulade garantia firme de subscrição das Debêntures.Para fins deste Prospecto, define-se “Período de Capitalização” o intervalo de tempo que: (a) inicia-se na Datade Emissão, inclusive, no caso do primeiro Período de Capitalização ou, no caso dos demais Períodos deCapitalização (i) com relação à Atualização, na Data de Amortização imediatamente anterior, inclusive e (ii)com relação aos Juros Remuneratórios, na data prevista para o pagamento dos Juros Remuneratóriosimediatamente anterior, inclusive; e (b) termina na próxima Data de Amortização ou na data prevista para opagamento dos Juros Remuneratórios correspondente ao período (conforme o caso), exclusive. Cada Períodode Capitalização sucede o anterior sem solução de continuidade. O valor da Remuneração será agregado aosaldo do Valor Nominal Unitário das Debêntures para efeito de apuração do saldo devedor das Debêntures.Sem prejuízo dos demais vencimentos previstos na Escritura de Emissão, o pagamento dos JurosRemuneratórios será exigível somente no final de cada Período de Capitalização, enquanto que o pagamentoda Atualização deverá ser feito conforme previsto no item 4.1.9.1.1 da Escritura de Emissão.40

Preço de Subscrição e Forma de IntegralizaçãoTodas as Debêntures serão subscritas no mercado primário por seu Valor Nominal Unitário, acrescido daRemuneração, calculada pro rata temporis, desde a Data de Emissão até a data de sua efetiva integralização,que será à vista, em moeda corrente nacional, no ato da subscrição.Local de PagamentoOs pagamentos a que fizerem jus as Debêntures serão efetuados pela Emissora por intermédio da CETIP ouda CBLC, conforme as Debêntures estejam custodiadas na CETIP ou na CBLC ou, para os titulares deDebêntures desta Emissão que não estejam vinculados a esses sistemas, por meio do Banco Mandatário.ImunidadeCaso qualquer Debenturista goze de algum tipo de imunidade ou isenção tributária, este deverá encaminhar aoBanco Mandatário e à Emissora, no prazo mínimo de 10 (dez) dias úteis antes da data prevista pararecebimento de valores relativos às Debêntures, documentação comprobatória dessa imunidade ou isençãotributária, sendo certo que, caso o Debenturista não envie referida documentação, a Emissora fará as retençõesdos tributos previstos em lei.Amortização do PrincipalO Valor Nominal Unitário das Debêntures será amortizado em 3 (três) parcelas anuais, iguais e consecutivas,vencendo a primeira dessas parcelas em 15 de dezembro de 2015 (cada uma dessas datas, uma “Data deAmortização”).Amortização ExtraordináriaNão haverá a possibilidade de a Emissora promover a amortização do Valor Nominal Unitário não amortizadodas Debêntures em datas que não as Datas de Amortização.Prorrogação dos PrazosConsiderar-se-ão prorrogados os prazos referentes ao pagamento de qualquer obrigação por quaisquer dasPartes, inclusive pelos Debenturistas, no que se refere ao pagamento do preço de subscrição, até o primeirodia útil subseqüente, se o vencimento coincidir com dia em que não houver expediente comercial ou bancárionas Cidades de São Paulo e/ou Belo Horizonte, nos Estados de São Paulo e Minas Gerais, respectivamente,sem nenhum acréscimo aos valores a serem pagos, ressalvados os casos cujos pagamentos devam serrealizados pela CETIP ou pela CBLC, hipótese em que somente haverá prorrogação quando a data depagamento coincidir com feriado nacional, sábado ou domingo.Multas e Encargos MoratóriosSem prejuízo do disposto no item “Vencimento Antecipado” abaixo, ocorrendo impontualidade no pagamentode qualquer quantia devida aos titulares das Debêntures, os débitos em atraso serão acrescidos da respectivaRemuneração aplicável às Debêntures, bem como ficarão sujeitos à multa moratória de 2% (dois por cento)sobre o valor devido e juros de mora calculados desde a data de inadimplemento, até a data do efetivopagamento, à taxa de 1% (um por cento) ao mês, sobre o montante devido, independentemente de aviso,notificação ou interpelação judicial ou extrajudicial, além das despesas incorridas para cobrança.41

Decadência dos Direitos aos AcréscimosSem prejuízo ao disposto no item precedente, o não comparecimento do Debenturista para receber o valorcorrespondente a quaisquer das obrigações pecuniárias da Emissora, nas datas previstas na Escritura deEmissão, ou em comunicado publicado pela Emissora, não lhe dará direito ao recebimento de jurosremuneratórios e/ou encargos moratórios no período correspondente à data em que os recursos foremcolocados à disposição para pagamento e a data efetiva de comparecimento do Debenturista para recebimentodesses recursos, sendo-lhe, todavia, assegurados os direitos adquiridos até a data do respectivo vencimento.Aquisição Antecipada FacultativaA Emissora poderá, a qualquer tempo, adquirir as Debêntures em Circulação (conforme abaixo definido) nomercado, por preço não superior ao seu Valor Nominal Unitário acrescido da Remuneração, observado odisposto no artigo 55 da Lei das Sociedades por Ações. As Debêntures objeto de tal aquisição poderão sercanceladas, permanecer em tesouraria da Emissora, ou colocadas novamente no mercado.Vencimento AntecipadoObservados os itens abaixo, o Agente Fiduciário deverá declarar antecipadamente vencidas todas asobrigações relativas às Debêntures e exigir o imediato pagamento, pela Emissora, do saldo devedor do ValorNominal Unitário das Debêntures, acrescido da Remuneração, devida até a data do efetivo pagamento,calculada pro rata temporis a partir da Data de Emissão ou da data de início do respectivo Período deCapitalização, e demais encargos, independentemente de aviso, interpelação ou notificação judicial ouextrajudicial, na ocorrência de qualquer um dos seguintes eventos (cada evento, um “Evento deInadimplemento”):(a) decretação de falência, dissolução e/ou liquidação da Emissora ou pedido de recuperação judicial ouextrajudicial da Emissora ou pedido de falência formulado pela Emissora ou, ainda, qualquer eventoanálogo que caracterize estado de insolvência da Emissora, nos termos da legislação aplicável;(b) falta de cumprimento, pela Emissora, de qualquer obrigação pecuniária relacionada às Debêntures;(c) vencimento antecipado de qualquer dívida da Emissora em montante igual ou superior aR$50.000.000,00 (cinqüenta milhões de reais) ou o seu equivalente em outras moedas, em razão deinadimplência contratual ou não;(d) término, por qualquer motivo, de quaisquer dos contratos de concessão dos quais a Emissora sejaparte, e que representem, separadamente ou em conjunto, um valor superior ao equivalente a 30%(trinta por cento) da receita operacional líquida da Emissora constante de suas últimas demonstraçõesfinanceiras à época;(e) protesto legítimo de títulos contra a Emissora, cujo valor global ultrapasse R$50.000.000,00(cinqüenta milhões de reais) ou o seu equivalente em outras moedas, salvo se o protesto tiver sidoefetuado por erro ou má-fé de terceiro, desde que validamente comprovado pela Emissora, bemcomo se for suspenso, cancelado ou ainda se forem prestadas garantias em juízo, em qualquerhipótese, no prazo máximo de 30 (trinta) dias contados da data em que for recebido aviso escritoenviado pelo Agente Fiduciário;(f) falta de cumprimento, pela Emissora, de qualquer obrigação não pecuniária prevista na Escritura deEmissão, não sanada em até 30 (trinta) dias, contados da data em que for recebido aviso escritoenviado pelo Agente Fiduciário à Emissora nesse sentido;42

(g) se a Emissora deixar de pagar, até a data de vencimento, ou não tomar as medidas legais e/oujudiciais requeridas para o não pagamento, de qualquer dívida ou qualquer outra obrigação pagávelpela Emissora segundo qualquer acordo ou contrato de qual ela seja parte como mutuária ougarantidora, envolvendo quantia igual ou superior a R$50.000.000,00 (cinqüenta milhões de reais)ou o seu equivalente em outras moedas; e/ou(h) privatização, fusão, liquidação, dissolução, extinção, cisão e/ou qualquer outra forma dereorganização societária, que impliquem redução do capital social da Emissora; para fins destaalínea, entende-se, por “privatização” a hipótese na qual: (i) a atual controladora direta da Emissora,a CEMIG, direta ou indiretamente, deixe de deter o equivalente a, pelo menos, 50% (cinqüenta porcento) mais uma ação do total das ações representativas do capital votante da Emissora; e/ou (ii) oatual controlador da CEMIG, o Governo do Estado de Minas Gerais, direta ou indiretamente, deixede deter o equivalente a, pelo menos, 50% (cinqüenta por cento) mais uma ação do total das açõesrepresentativas do capital votante da CEMIG.A ocorrência de quaisquer dos Eventos de Inadimplemento indicados nos subitens (a), (b) e (c) acimaacarretará o vencimento antecipado automático das Debêntures, independentemente de aviso ou notificaçãojudicial ou extrajudicial, ou de qualquer consulta aos Debenturistas.Ocorrendo quaisquer dos demais Eventos de Inadimplemento (que não sejam aqueles previstos no parágrafoacima), o Agente Fiduciário deverá convocar, dentro de 48 (quarenta e oito) horas da data em que tomarconhecimento da ocorrência de qualquer dos referidos eventos, Assembléia Geral de Debenturistas paradeliberar sobre a declaração do vencimento antecipado das Debêntures, observado o procedimento deconvocação previsto no item “Assembléia Geral de Debenturistas” abaixo e o quorum específico estabelecidono parágrafo abaixo.Após a realização da Assembléia Geral de Debenturistas mencionada no parágrafo acima, o Agente Fiduciáriodeverá declarar antecipadamente vencidas todas as obrigações decorrentes das Debêntures e exigir o imediatopagamento pela Emissora do Valor Nominal Unitário das Debêntures, acrescido da Remuneração e dosencargos devidos até a data de seu efetivo pagamento, nos termos descritos acima, a menos que Debenturistasrepresentando, no mínimo, 2/3 (dois terços) das Debêntures em Circulação (conforme abaixo definido) optempor não declarar o vencimento antecipado das obrigações decorrentes das Debêntures.Caso os Debenturistas da presente Emissão optem por não declarar antecipadamente vencidas as obrigaçõesdecorrentes das Debêntures, nos termos do parágrafo acima, as Debêntures detidas pelos Debenturistas quenão concordaram com a respectiva deliberação deverão ser resgatadas, pela Emissora, no prazo máximo de 30(trinta) dias corridos contados da data de realização da Assembléia Geral de Debenturistas. As Debênturesserão resgatadas pelo seu Valor Nominal Unitário acrescido da Remuneração devida, calculada pro ratatemporis a partir da Data de Emissão ou da data de início do respectivo Período de Capitalização, até a datado efetivo resgate.Não se realizando a Assembléia Geral de Debenturistas conforme disposto acima, ou em não havendo: (a) suaconvocação, (b) deliberação na data originalmente estabelecida para sua realização, ou (c) quorum, emqualquer caso decorrente de ato ou fato não imputável ao Agente Fiduciário, este deverá declararantecipadamente vencidas todas as obrigações decorrentes das Debêntures, aplicando-se o disposto noparágrafo abaixo.Na ocorrência do vencimento antecipado das Debêntures, a Emissora obriga-se a resgatar a totalidade dasDebêntures em Circulação (conforme abaixo definido), com o seu conseqüente cancelamento, mediante opagamento do saldo do Valor Nominal Unitário das Debêntures em Circulação (conforme abaixo definido),acrescido da Remuneração, calculada pro rata temporis desde a Data de Emissão ou a data de início dorespectivo Período de Capitalização, até a data do seu efetivo pagamento, acrescido de quaisquer outrosvalores eventualmente devidos pela Emissora nos termos da Escritura de Emissão, inclusive os encargosmoratórios aqui estabelecidos.43

Assembléia Geral de DebenturistasConvocaçãoOs Debenturistas poderão, a qualquer tempo, reunir-se em assembléia geral de Debenturistas (a “AssembléiaGeral de Debenturistas”), de acordo com o disposto no artigo 71 da Lei das Sociedades por Ações, a fim dedeliberarem sobre matéria de interesse da comunhão de Debenturistas. A Assembléia Geral de Debenturistaspode ser convocada pelo Agente Fiduciário, pela Emissora, por Debenturistas que representem 10% (dez porcento), no mínimo, das Debêntures em Circulação (conforme abaixo definido), ou pela CVM.A convocação dar-se-á mediante anúncio publicado, pelo menos 3 (três) vezes, nos órgãos de imprensa nosquais a Emissora deve efetuar suas publicações, respeitadas outras regras relacionadas à publicação deanúncio de convocação de Assembléias Gerais de Debenturistas constantes da Lei das Sociedades por Ações,da regulamentação aplicável e da Escritura de Emissão.As Assembléias Gerais de Debenturistas serão convocadas, em primeira convocação, com antecedênciamínima de 15 (quinze) dias. A Assembléia Geral de Debenturistas em segunda convocação somente poderáser realizada em, no mínimo, 8 (oito) dias após a data de publicação do edital da segunda convocação.Independentemente das formalidades previstas na Lei e na Escritura de Emissão, será considerada regular aAssembléia Geral de Debenturistas a que comparecerem os titulares de todas as Debêntures em Circulação(conforme abaixo definido).As deliberações tomadas pelos Debenturistas, no âmbito de sua competência legal, observados os quoraestabelecidos na Escritura de Emissão, serão existentes, válidas e eficazes perante a Emissora e obrigarão atodos os titulares das Debêntures em Circulação (conforme abaixo definido), independentemente de teremcomparecido à Assembléia Geral de Debenturistas ou do voto proferido na respectiva Assembléia Geral deDebenturistas.Quorum de InstalaçãoA Assembléia Geral de Debenturistas se instalará, em primeira convocação, com a presença de Debenturistasque representem a metade, no mínimo, das Debêntures em Circulação (conforme abaixo definido) e, emsegunda convocação, com qualquer número de Debenturistas.Para efeito da constituição de todos e quaisquer dos quora de instalação e/ou deliberação da AssembléiaGeral de Debenturistas previstos na Escritura de Emissão, consideram-se “Debêntures em Circulação” todasas Debêntures subscritas, excluídas as Debêntures que se encontrarem na tesouraria da Emissora, que foremde titularidade de empresas controladas (diretas ou indiretas), controladoras (ou grupo de controle) ou deadministradores da Emissora, incluindo, mas não se limitando, pessoas direta ou indiretamente relacionadasa qualquer das pessoas anteriormente mencionadas.Quorum de DeliberaçãoNas deliberações da Assembléia, a cada Debênture caberá um voto, admitida a constituição de mandatário,Debenturista ou não.Observadas as demais disposições previstas na Cláusula VII da Escritura de Emissão: (a) as alterações nascaracterísticas e condições das Debêntures e da Oferta (exceto conforme previsto no item 7.4.3 da Escriturade Emissão); (b) as alterações nas hipóteses de vencimento antecipado das Debêntures; e/ou (c) a liberação daEmissora de suas obrigações previstas na Cláusula VI da Escritura de Emissão, deverão ser aprovadas porDebenturistas que representem, pelo menos, 2/3 (dois terços) das Debêntures em Circulação.44

Não obstante o disposto no parágrafo acima, será necessária a aprovação de Debenturistas representando, nomínimo, 90% (noventa por cento) das Debêntures em Circulação para a realização de: (a) alterações relativasà Remuneração e/ou ao pagamento das Debêntures; (b) mudanças na Data de Vencimento e/ou nas Datas deAmortização; e/ou (c) alterações em dispositivos sobre quora previstos na Escritura de Emissão.Ressalvados os casos aqui previstos, as matérias sujeitas à Assembléia Geral de Debenturistas serãoaprovadas pelos titulares da maioria simples das Debêntures em Circulação que estiverem presentes naAssembléia.A Emissora desde já se obriga a adquirir, tendo sido aprovadas alterações das condições de Remuneração e/oupagamento das Debêntures, bem como mudanças na Data de Vencimento e/ou nas Datas de Amortização(conforme disposto acima), as Debêntures em Circulação, à opção dos respectivos Debenturistas que nãoaceitarem as novas condições de Remuneração e/ou pagamento.Limite LegalA Oferta atende aos limites previstos no artigo 60 da Lei das Sociedades por Ações, uma vez que o capitalsocial da Emissora, na Data de Emissão, era de R$ 2.261.997.787,64 (dois bilhões, duzentos e sessenta e ummilhões, novecentos e noventa e sete mil, setecentos e oitenta e sete reais e sessenta e quatro centavos).Resgate Antecipado FacultativoAs Debêntures desta Oferta não estarão sujeitas ao resgate antecipado facultativo pela Emissora.RepactuaçãoAs Debêntures desta Oferta não estarão sujeitas a repactuação programada.Registro para Distribuição e Negociação das DebênturesAs Debêntures terão registro: (a) para colocação no mercado primário por meio do SDT, administrado pelaCETIP, com base nas políticas e diretrizes fixadas pela ANDIMA, sendo a integralização das Debêntures,neste caso, liquidadas e custodiadas na CETIP; e (b) para negociação, no mercado secundário, por meio do (i)SND, administrado pela CETIP, com base nas políticas e diretrizes fixadas pela ANDIMA, sendo asDebêntures liquidadas e custodiadas na CETIP; e/ou (ii) por meio do BOVESPAFIX, sendo as Debênturesliquidadas e custodiadas na CBLC.Certificados de DebênturesA Emissora não emitirá certificados das Debêntures. Para todos os fins de direito, a titularidade dasDebêntures será comprovada pelo extrato emitido pelo Banco Mandatário. Adicionalmente, será reconhecido,como comprovante de titularidade das Debêntures, o Relatório de Posição de Ativos expedido pelo SND,acompanhado de extrato, em nome do Debenturista, emitido pela instituição financeira responsável pelacustódia destes títulos, quando depositados no SND e, para as Debêntures depositadas na CBLC, será emitido,pela CBLC, extrato de custódia em nome do Debenturista.Direito de PreferênciaNão haverá direito de preferência para subscrição das Debêntures pelos atuais acionistas da Emissora.45

PublicidadeTodos os atos e decisões que, de qualquer forma, vierem a envolver interesses dos Debenturistas deverão ser,obrigatoriamente, comunicados, na forma de avisos, na edição nacional dos jornais “Minas Gerais”, “GazetaMercantil – Edição Nacional” e “O Tempo”, bem como na página da Emissora na rede internacional decomputadores - Internet (http://cemigd.infoinvest.com.br), exceção feita aos seguintes avisos e anúncios: (a)aviso ao mercado a que se refere o artigo 53 da Instrução CVM 400/03; (b) Anúncio de Início; (c) Anúncio deEncerramento; e (d) outros avisos aos investidores que eventualmente sejam publicados até a data depublicação do Anúncio de Encerramento, que poderão, a critério da Emissora, ser publicados somente naedição nacional do jornal Gazeta Mercantil. Caso seja publicado na forma de resumo, o inteiro teor dosAnúncios de Início e de Encerramento constará da página da Emissora na rede internacional de computadores– Internet, no endereço acima referido. Os avisos e/ou anúncios aqui referidos deverão ser divulgadosimediatamente após a ciência do(s) ato(s) ou fato(s) que originou(aram) esses avisos ou anúncios, devendo osprazos para manifestação dos Debenturistas, caso seja necessário, obedecer ao disposto na legislação emvigor, na Escritura de Emissão ou, na falta de disposição expressa, ser de, no mínimo, 10 (dez) dias corridoscontados da data da publicação do aviso ou anúncio. A Emissora poderá alterar o(s) jornal(is) referido(s) nesteitem por outro(s) jornal(is) de grande circulação, mediante comunicação por escrito ao Agente Fiduciário e apublicação, na forma de aviso, no(s) jornal(is) a ser(em) substituído(s). Neste caso, a Emissora deverá, ainda,celebrar aditamento a Escritura de Emissão para fazer constar da Escritura de Emissão o(s) novo(s) jornal(is)de publicação.Plano de DistribuiçãoCom relação ao plano de distribuição das Debêntures, vide item “Contrato de Distribuição das Debêntures –Forma de Colocação e Plano de Distribuição”, deste Prospecto.Cronograma da OfertaA Oferta seguirá o cronograma tentativo abaixo:EventoDatas indicativas*Protocolo do pedido de registro na CVM 09.10.2007Publicação do aviso ao mercadoDisponibilização do Prospecto Preliminar 23.11.2007Início das apresentações para potenciais investidores 23.11.2007Encerramento das apresentações para potenciais investidores 28.11.2007Procedimento de Bookbuilding 12.12.2007Reunião do Conselho de Administração ratificando a taxa de remuneração dasDebêntures auferida no Procedimento de Bookbuilding 13.12.2007Registro da Emissão na CVM 18.12.2007Publicação do Anúncio de Início 19.12.2007Liquidação da Oferta 21.12.2007Publicação do Anúncio de Encerramento da Oferta 26.12.2007*As datas previstas para os eventos futuros são meramente indicativas, e estão sujeitas a alterações e atrasos.46

Data de Início e Término da OfertaA presente Emissão somente terá início após: (a) a obtenção do registro da Emissão na CVM; (b) a publicaçãodo anúncio de início, que deverá ocorrer imediatamente após a data da concessão do referido registro pelaCVM; e (c) a disponibilização do prospecto definitivo aos investidores. A colocação das Debêntures deveráser efetuada no período máximo de 5 (cinco) dias úteis a contar da data de publicação do anúncio de início,durante o qual os interessados poderão subscrever Debêntures utilizando-se dos procedimentos do SDT, eoperacionalizado pela CETIP. Findo o período de distribuição, deverá ser publicado anúncio de encerramentona forma mencionada abaixo.Aceitação, Preço de Subscrição e Forma de Integralização das DebênturesOs Debenturistas formalizarão sua adesão à Oferta por meio da assinatura dos boletins de subscrição. O preço desubscrição das Debêntures será o seu Valor Nominal Unitário acrescido da Remuneração, calculada pro ratatemporis desde a Data de Emissão até a data de integralização. As Debêntures serão integralizadas à vista, na data dasubscrição, em moeda corrente nacional, observado o disposto na Escritura de Emissão e no Contrato deColocação.Distribuição das DebênturesObservadas as condições previstas no Contrato de Colocação, o Coordenador Líder iniciará a colocação dasDebêntures após a obtenção do registro da Oferta, a disponibilização do Prospecto Definitivo aosinvestidores, nos termos da Instrução CVM nº 400/03, e a publicação do aviso de que trata o artigo 53 daInstrução CVM nº 400/03 e do Anúncio de Início de Distribuição das Debêntures. A colocação pública dasDebêntures será realizada nos mercados de balcão organizado, conforme mencionado no item “Registro paraDistribuição e Negociação das Debêntures” acima.Alienação das Debêntures Adquiridas pelo Coordenador Líder em Decorrência da Prestação deGarantia Firme de ColocaçãoO Coordenador Líder poderá revender, até a data de publicação do Anúncio de Encerramento, as Debênturesadquiridas em virtude do exercício da garantia firme de colocação prevista no item “Forma de Colocação ePlano de Distribuição” abaixo, pelo Preço de Subscrição. A revenda das Debêntures, após a publicação doAnúncio de Encerramento, poderá ser feita pelo preço a ser apurado de acordo com as condições de mercadoverificadas a época. A revenda das Debêntures, conforme aqui mencionada, deverá ser efetuada respeitada aregulamentação aplicável.Devolução e Reembolso aos InvestidoresCaso a distribuição pública das Debêntures não seja finalizada, por qualquer motivo, ou, na hipótese de revogação,pelos investidores, de sua aceitação, em virtude de modificação das condições da Oferta, os recursos eventualmentedepositados por investidores com relação às Debêntures deverão ser devolvidos aos respectivos depositantes, no prazode até 05 (cinco) dias úteis, na forma e condições estabelecidas neste Prospecto, ficando, porém, desde já estabelecidoque esses recursos serão devolvidos aos investidores sem adição de juros ou correção monetária e deduzida a quantiarelativa à Contribuição Provisória sobre Movimentação Financeira – CPMF. Neste caso, os investidores deverãofornecer um recibo de quitação ao Coordenador Líder referente aos valores restituídos, bem como efetuar a devoluçãodos boletins de subscrição referentes às Debêntures já integralizadas. O aqui disposto se aplica, também, conforme ocaso, aos investidores que condicionarem sua adesão à distribuição pública das Debêntures quando da assinatura dosrespectivos boletins de subscrição, caso essa condição não seja satisfeita quando do encerramento da distribuiçãopública das Debêntures.47

Público AlvoO público alvo da Oferta é composto por investidores institucionais ou qualificados, conforme definido noartigo 109 da Instrução CVM 409, de 18 de agosto de 2004, conforme alterada, podendo, entretanto, seratendidos outros investidores não qualificados, fundos de investimentos, pessoas físicas ou jurídicas, clientesou não das instituições que vierem a aderir ao Contrato de Colocação que tenham conhecimento dos termos,condições e riscos inerentes às Debêntures, bem como acesso ao termos deste Prospecto.Suspensão e Cancelamento da Distribuição PúblicaA Oferta poderá ser suspensa ou cancelada pela CVM, a qualquer tempo, nos seguintes casos:(a) se estiver sendo processada em condições diversas das constantes da Instrução CVM nº 400 ou do registroda Oferta; ou(b) se for considerada ilegal, contrária à regulamentação da CVM ou fraudulenta, ainda que após obtido orespectivo registro.A Oferta deverá ser suspensa quando a CVM verificar ilegalidade ou violação de regulamentos sanáveis. Oprazo de suspensão da Oferta não poderá ser superior a 30 (trinta) dias, durante o qual a irregularidadeapontada deverá ser sanada. Findo esse prazo de 30 (trinta) dias sem que tenham sido sanados os vícios quedeterminaram a suspensão, a CVM deverá ordenar a retirada da Oferta e cancelar o respectivo registro.A rescisão do Contrato de Distribuição importará no cancelamento do registro da Oferta.A eventual suspensão ou cancelamento da Oferta, bem como quaisquer outras informações ou avisos a elarelativos serão divulgados ao mercado e aos investidores que tenham aceitado a Oferta imediatamente após asua ocorrência, nos mesmos jornais de grande circulação habitualmente utilizados pela Companhia.É facultado aos investidores, na hipótese de suspensão, a possibilidade de revogar a aquisição das Debênturesaté o 5º (quinto) dia útil posterior ao recebimento da comunicação da suspensão.Todos os investidores que tenham adquirido as Debêntures, na hipótese do cancelamento da Oferta e os investidoresque tenham revogado sua aquisição, na hipótese de suspensão, terão direito à restituição integral dos valores dados emcontrapartida às Debêntures, sem adição de juros ou correção monetária e deduzida a quantia relativa à CPMF,os quais serão creditados na conta dos investidores, no prazo máximo de 5 (cinco) dias úteis, a contar da comunicaçãoda revogação aos investidores ou do recebimento da comunicação de revogação do investidor, no caso de suspensão.Modificação ou Revogação da OfertaHavendo, a juízo da CVM, alteração substancial, posterior e imprevisível nas circunstâncias de fato existentesquando da apresentação do pedido de registro da Oferta, ou que o fundamentem, acarretando aumentorelevante dos riscos assumidos pela Companhia e inerentes à própria Oferta, a CVM poderá acolher pleito demodificação ou revogação da Oferta. Se for deferida a modificação, a Oferta poderá, por iniciativa da própriaCVM, ou a requerimento da Companhia, ser prorrogada por até 90 (noventa) dias. É sempre permitida amodificação da distribuição pública para melhorá-la em favor dos Debenturistas.A revogação torna ineficazes a Oferta e os atos de aceitação anteriores ou posteriores, devendo ser restituídosintegralmente aos aceitantes os valores dados em contrapartida às Debêntures, sem adição de juros oucorreção monetária e deduzida a quantia relativa à CPMF. Em caso de revogação da Oferta, os boletins desubscrição eventualmente firmados ficarão automaticamente cancelados.A modificação da Oferta será imediatamente divulgada ao mercado, através dos mesmos meios utilizadospara a publicação do Anúncio de Início. O Coordenador Líder tomará as providências cabíveis para seassegurar de que os investidores, ao formalizarem sua adesão à Oferta, com a assinatura do boletim desubscrição, estão cientes de que foi alterada a Oferta e de que têm conhecimento dos novos termos econdições. Caso tenham assinado o boletim de subscrição anteriormente à modificação da Oferta, os48

investidores serão informados imediatamente pelo Coordenador Líder a respeito da modificação ocorrida edeverão, no prazo máximo de 5 (cinco) dias úteis, a contar do recebimento da comunicação, confirmar seuinteresse na aquisição das Debêntures. Caso não haja manifestação do investidor até o final do prazo 5 (cinco)dias úteis, será presumida a intenção do investidor na aquisição das Debêntures.Inadequação do InvestimentoAs Debêntures objeto da presente Oferta não são adequadas aos investidores que necessitem de liquidezconsiderável com relação aos títulos adquiridos, uma vez que a negociação de debêntures no mercadosecundário brasileiro é restrita.Informações sobre a Companhia e a OfertaQuaisquer outras informações ou esclarecimentos sobre a Companhia e a Oferta poderão ser obtidas junto aoCoordenador Líder e na CVM.CONTRATO DE DISTRIBUIÇÃO DE DEBÊNTURESNos termos da Lei n.º 6.385, de 07 de dezembro de 1976 (conforme alterada), e da Instrução CVM n.º 400,será celebrado o Instrumento Particular de Contrato de Coordenação, Colocação e Distribuição Pública deDebêntures Simples, Não Conversíveis em Ações, em Regime de Garantia Firme, da 2 a Emissão Pública daCEMIG Distribuição S.A. (o “Contrato de Colocação” ou “Contrato de Distribuição”), por meio do qual aCompanhia contratará o Coordenador Líder para realizar a colocação das Debêntures junto ao público. OContrato de Colocação estará disponível para consulta junto à Companhia, ao Coordenador Líder e à CVM,nos endereços indicados neste Prospecto.De acordo com o Contrato de Colocação, a distribuição pública das Debêntures será realizada conforme ascondições descritas a seguir.Procedimento de Distribuição e Regime de ColocaçãoAs Debêntures serão objeto de distribuição pública, sob o regime de garantia firme, com a intermediação deinstituições integrantes do sistema de distribuição de valores mobiliários, em conformidade com osprocedimentos estabelecidos na Instrução CVM 400.Preço de Subscrição e Forma de IntegralizaçãoTodas as Debêntures serão subscritas no mercado primário por seu Valor Nominal Unitário, acrescidoda Remuneração, calculada pro rata temporis, desde a Data de Emissão até a data da sua efetivaintegralização, que será à vista, em moeda corrente nacional, no ato da subscrição, observado o dispostona Escritura de Emissão e no Contrato de Colocação.Forma de Colocação e Plano de DistribuiçãoA Oferta será realizada na forma e condições seguintes:(i) a colocação das Debêntures será pública e em regime de garantia firme de distribuição,mediante intermediação de instituições financeiras integrantes do sistema de distribuiçãode valores mobiliários;(ii) a colocação das Debêntures somente terá início após o registro da Oferta das Debênturespela CVM, a disponibilização do Prospecto Definitivo aos investidores e a publicação doAnúncio de Início;(iii) o prazo máximo para colocação das Debêntures será de 5 (cinco) dias úteis, a contar dadata da publicação do Anúncio de Início;49

(iv) cada pagamento referente à integralização das Debêntures será feito adotando-se osprocedimentos estabelecidos pela CETIP, ou na sede da Emissora, ou por meio deinstituição financeira contratada para este fim;(v) não há nem será constituído fundo de manutenção de liquidez ou firmado contrato degarantia de liquidez ou estabilização de preço com relação às Debêntures.Observadas as disposições da regulamentação aplicável, o Coordenador Líder deverá realizar adistribuição pública das Debêntures conforme plano de distribuição adotado em consonância com odisposto no §3º do artigo 33 da Instrução CVM 400, de forma a assegurar: (i) que o tratamentoconferido aos investidores seja justo e eqüitativo; (ii) a adequação do investimento ao perfil de risco dosrespectivos clientes do Coordenador Líder, e (iii) que quaisquer dúvidas por parte dos investidorespossam ser esclarecidas por pessoa designada pelo Coordenador Líder. O plano de distribuição seráfixado nos seguintes termos:(i)(ii)(iii)(iv)(v)(vi)anteriormente ao registro da distribuição das Debêntures será realizado o “Road Show”e visitas individuais a investidores (one-on-one) conforme determinado peloCoordenador Líder de comum acordo com a Emissora, durante o qual será distribuídaversão do Prospecto Preliminar;após a realização do “Road Show” e conforme determinado pelo Coordenador Líder decomum acordo com a Emissora, o Coordenador Líder dará início ao procedimento debookbuilding, por meio de coleta de intenções de investimento, nos termos dosparágrafos 1º e 2º do artigo 23 e do artigo 44 da Instrução CVM 400, sem recebimentode reservas, sem lotes mínimos ou máximos (“Procedimento de Bookbuilding”) com oobjetivo de determinar a taxa final utilizada para fins de cálculo da Remuneração dasDebêntures, a ser apurada pelo Coordenador Líder, equivalente à menor das taxasoferecidas pelas instituições participantes do processo para lotes de Debêntures cujosomatório seja igual ou superior ao número total de Debêntures ofertadas;encerrado o Procedimento de Bookbuilding, o Coordenador Líder consolidará aspropostas dos investidores para subscrição das Debêntures;uma vez determinada a remuneração final das Debêntures, os contratos relativos àOferta das Debêntures deverão ser firmados e apresentados para registro na CVM;após a obtenção do registro da oferta pública das Debêntures na CVM, deverá serpublicado o respectivo Anúncio de Início;o público alvo da Oferta é composto por investidores institucionais ou qualificados,conforme definido no artigo 109 da Instrução CVM 409, de 18 de agosto de 2004,conforme alterada, podendo, entretanto, ser atendidos outros investidores nãoqualificados, fundos de investimentos, pessoas físicas ou jurídicas, clientes ou não dasinstituições que vierem a aderir ao Contrato de Colocação que tenham conhecimentodos termos, condições e riscos inerentes às Debêntures, bem como acesso aosProspectos;(vii) não haverá preferência para subscrição das Debêntures pelos atuais acionistas daEmissora; e(viii) não existirá lotes mínimos ou máximos de subscrição das Debêntures.50

Caso a Oferta não seja finalizada, por qualquer motivo, os recursos eventualmente depositados porinvestidores com relação às Debêntures deverão ser devolvidos aos respectivos depositantes, na forma econdições estabelecidas neste Prospecto, ficando, porém, desde já estabelecido que esses recursos serãodevolvidos aos investidores sem adição de juros ou correção monetária e deduzida a quantia relativa àContribuição Provisória sobre Movimentação ou Transmissão de Valores e de Créditos e Direitos de NaturezaFinanceira - CPMF. O aqui disposto se aplica, também, se for o caso, aos investidores que condicionarem suaadesão à Oferta quando da assinatura dos respectivos boletins de subscrição, caso essa condição não sejasatisfeita quando do encerramento da Oferta.ComissõesNa Data de Liquidação, pelo desempenho e execução dos serviços objeto do Contrato de Colocação, aEmissora pagará ao Coordenador Líder as comissões a seguir especificadas:• Comissão de Coordenação e Estruturação: 0,07% (sete centésimos por cento) incidentes sobre ovalor total da Emissão. A comissão de coordenação e estruturação será calculada com base no ValorNominal Unitário de cada Debênture, multiplicado pelo número de Debêntures a serem emitidas noâmbito desta Oferta;• Comissão de Colocação: 0,07% (sete centésimos por cento) incidentes sobre o valor total da Emissão;e• Prêmio de Garantia Firme: 0,11% (onze centésimos por cento) incidentes sobre R$400.000.000,00(quatrocentos milhões de reais).Nenhuma outra remuneração será contratada ou paga pela Emissora ao Coordenador Líder, direta ouindiretamente, por força ou em decorrência do Contrato de Colocação, salvo por determinação legal, judicialou da CVM.No caso do valor da Comissão de Coordenação e Estruturação, mencionada acima, o Coordenador Líderreceberá a comissão deduzida de Imposto de Renda, Contribuição Social, PIS e COFINS, pois estes serãoretidos na fonte e recolhidos pela Emissora, cabendo a esta todas as obrigações acessórias relacionadas a taisretenções, conforme legislação vigente.Sobre o valor da Comissão de Colocação e do Prêmio de Garantia Firme, a responsabilidade pelo cálculo erecolhimento dos impostos e contribuições será do Coordenador Líder e das instituições financeiras queeventualmente aderirem ao Contrato de Colocação na qualidade de instituições consorciadas (conformedisposto na Cláusula XX do Contrato de Colocação), nos termos da legislação aplicável, o qual receberá osvalores devidos pela Emissora, na proporção das garantias firmes prestadas pelo Coordenador Líder ou porcada instituição consorciada, conforme legislação vigente.O Coordenador Líder é responsável pelos encargos trabalhistas, previdenciários, fiscais e comerciaisresultantes da execução do Contrato de Colocação.Sem prejuízo do pagamento, pela Emissora ao Coordenador Líder, das comissões previstas acima, a Emissoraressarcirá o Coordenador Líder, mediante comprovação, e, obedecidos os limites previstos na PropostaComercial (conforme definido no Contrato de Colocação), as despesas havidas com a emissão dasDebêntures, conforme estabelecido nos itens (ix) e (xx) da Cláusula 8.1 do Contrato de Colocação, acrescidasdos respectivos impostos, desde que sejam legalmente atribuídos à Emissora.Será ainda de responsabilidade da Emissora o ressarcimento de todas as despesas gerais (custos out-of-pocket)incorridas pelo Coordenador Líder, obedecidos os limites previstos na Proposta Comercial (conforme definidono Contrato de Colocação).51

Todos os pagamentos previstos nos parágrafos acima (cláusulas 11.6 e 11.7 do Contrato de Colocação)deverão ser efetuados no prazo de até 10 (dez) dias contados a partir da aceitação, pela Emissora, dosrespectivos documentos de cobrança, respeitados os limites previstos na Proposta Comercial (conformedefinido no Contrato de Colocação), mediante crédito na conta corrente indicada pelo Coordenador Líder,valendo como comprovante de quitação o documento de confirmação enviado pelo Coordenador Líder àEmissora.Demonstrativo do Custo da DistribuiçãoCUSTOSMONTANTE(EM R$)% EM RELAÇÃO AO VALORTOTAL DA EMISSÃOComissão de Coordenação e Estruturação 280.000,00 20,29%Comissão de Colocação 280.000,00 20,29%Prêmio de Prestação de Garantia Firme 440.000,00 31,88%Taxa de registro junto à CVM 82.870,00 6,00%Taxa de registro junto à ANBID 8.000,00 0,58%Despesas com publicação (estimada) 64.364,75 4,66%Despesas com Road Show (estimada) 55.000,00 3,98%Despesas com agências de rating 40.000,00 2,90%Despesas com advogados 130.000,00 9,42%Total 1.380.234,75 100,00%Despesas Decorrentes do RegistroTaxa de Registro da Oferta junto a CVM: 0,30%, incidente sobre o valor da Oferta, considerando como tetopara o pagamento da referida taxa o valor de R$82.870,00.Taxa de Registro da Oferta junto a ANBID: 0,002%, incidente sobre o valor da Oferta, limitada ao valormínimo de R$5.000,00 e ao valor máximo de R$35.000,00.Custo Unitário de DistribuiçãoA tabela a seguir apresenta o custo unitário de distribuição das Debêntures objeto desta Emissão:N.º DEDEBÊNTURESCUSTO DOLANÇAMENTO (R$)CUSTO PORDEBÊNTURE (R$)% EM RELAÇÃO AO PREÇOUNITÁRIO DE DISTRIBUIÇÃO40.000,00 1.380.234,75 34,51 0,35Procedimento de Liquidação FinanceiraA liquidação financeira da Oferta perante a Emissora, com a respectiva prestação de contas e pagamentos,será feita conforme procedimentos operacionais de liquidação bruta da CETIP. A liquidação financeira darse-áem até 2 (dois) dias úteis após encerrado o Prazo de Distribuição ou na data em que for realizada aefetiva subscrição e integralização integral das Debêntures, o que ocorrer primeiro (a “Data de Liquidação”).A transferência à Emissora dos recursos resultantes da Oferta ocorrerá na Data de Liquidação, por meio deTransferência Eletrônica Disponível (“TED”) e/ou crédito de recursos imediatamente disponíveis, peloCoordenador Líder, do valor total obtido com a integralização das Debêntures, na conta-corrente n.º 1.500-8da Emissora mantida junto ao Banco do Brasil S.A., Agência 3308-1, ou outra conta corrente da Emissora,desde que informada pela Emissora ao Coordenador Líder, por escrito, até 3 (três) dias úteis antes da Data deLiquidação.52

Nas datas estipuladas na Cláusula XI do Contrato de Colocação, a Emissora efetuará o pagamento dos valoresdevidos ao Coordenador Líder mediante TED, ou mecanismo de transferência equivalente, para a conta nº715.881-5, Agência 1769-8, do Banco do Brasil S.A. ou outra conta que for designada pelo CoordenadorLíder à Emissora, por escrito, desde que com antecedência de, no mínimo, 2 (dois) dias úteis da data dorespectivo pagamento.O Coordenador Líder firmará recibo para a Emissora dando quitação das importâncias recebidas a título daremuneração, nos termos da Cláusula XI do Contrato de Colocação.Cópias do Contrato de DistribuiçãoCópias do Contrato de Distribuição estarão disponíveis aos Investidores, para consulta ou reprodução, naCVM, na sede da Emissora ou do Coordenador Líder.CONTRATO DE GARANTIA DE LIQUIDEZ/ESTABILIZAÇÃO DE PREÇONão há nem será constituído fundo de manutenção de liquidez ou firmado contrato de garantia de liquidez ouestabilização de preço com relação às Debêntures.CLASSIFICAÇÃO DE RISCOA Fitch Ratings atribuiu a classificação de risco A+ (bra) para esta Emissão.INFORMAÇÕES COMPLEMENTARESO presente Prospecto foi elaborado de acordo com as disposições do Código ANBID, atendendo, assim, a presenteoferta pública, aos padrões mínimos de informação contidos no código, não cabendo a ANBID qualquerresponsabilidade pelas referidas informações, pela qualidade da emissora/ofertante, das instituições participantes e dosvalores mobiliários objeto da oferta pública.EVENTUAIS DÚVIDAS PODERÃO SER ESCLARECIDAS PELAS PESSOAS INDICADAS NASEÇÃO “IDENTIFICAÇÃO DE ADMINISTRADORES, CONSULTORES, COORDENADORES EAUDITORES” DESTE PROSPECTO.53

INFORMAÇÕES FINANCEIRAS E DE MERCADOAs informações financeiras da Emissora, contidas no presente Prospecto, referentes aos exercícios sociaisencerrados em 31 de dezembro de 2005 e 2006, provêm das demonstrações financeiras da Emissora auditadaspela Deloitte Touche Thohmatsu Auditores Independentes, a não ser que de outra forma indicado nesteProspecto. O presente Prospecto não contém as demonstrações financeiras da Emissora referente ao exercíciofindo em 31 de dezembro de 2004, tendo em vista que a Emissora foi constituída em 08 de setembro de 2004e que as suas atividades operacionais somente foram efetivamente iniciadas em 01 de janeiro de 2005.As informações financeiras da Emissora, contidas no presente Prospecto, referentes ao período de nove mesesfindo em 30 de setembro de 2006, foram extraídas de suas demonstrações financeiras objeto de revisãoespecial pela Deloitte Touche Thohmatsu Auditores Independentes. As informações financeiras referentes aoperíodo de nove meses findo em 30 de setembro de 2007 foram objeto de revisão especial pela KPMGAuditores Independentes.As demonstrações financeiras auditadas da Emissora são apresentadas de acordo com os princípios contábeisgeralmente aceitos no Brasil, conforme determinado pela Lei das Sociedades por Ações e atendem às normase regulamentos emitidos pela CVM e aos boletins técnicos elaborados pelo Instituto dos AuditoresIndependentes do Brasil - IBRACON.Alguns valores apresentados neste Prospecto poderão não resultar em um somatório preciso em razão dearredondamentos.Este Prospecto contém previsões sobre o futuro. As estimativas têm por embasamento as expectativas daEmissora e projeções sobre os eventos futuros e tendências econômico-financeiras que afetam seus negócios.Essas estimativas estão sujeitas a risco, incertezas e suposições, especialmente àqueles descritos na Seção“Fatores de Risco” deste Prospecto. Dessa forma, as estimativas poderão não se concretizar, ocasionando umaeventual e significativa diferença na projeção dos resultados da Emissora.As informações sobre o setor de energia elétrica constantes neste Prospecto, inclusive as informações sobre asparticipações da Emissora no referido setor, foram extraídas de fontes públicas reconhecidas (órgãosgovernamentais), tais como a ANEEL. Todas as informações constantes deste Prospecto que foram obtidas defontes públicas estão assim identificadas neste Prospecto, juntamente com as respectivas fontes.54

INFORMAÇÕES FINANCEIRAS SELECIONADASAs informações financeiras selecionadas apresentadas a seguir para os exercícios sociais encerrados em 31 dedezembro de 2006 e 2005, e dos períodos de nove meses findos em 30 de setembro de 2007 e 2006,representam as informações financeiras da Emissora. Para mais informações vide Seção “InformaçõesFinanceiras e de Mercado” deste Prospecto.Os seguintes dados financeiros e operacionais selecionados devem ser lidos em conjunto com asdemonstrações financeiras da Emissora e notas relacionadas, além da Seção “Análise e Discussão daAdministração sobre a Situação Financeira e os Resultados Operacionais da Emissora” incluída nesteProspecto.SUMÁRIO FINANCEIRO OPERACIONAL DA EMISSORABalanço Patrimonial em 30 de setembro de 2006 e 2007 (em milhares de reais)Em 30 de setembro deVariaçãoAtivo 2006 AV (%) 2007 AV (%) AH (%)CirculanteDisponibilidades 440.739 4,36 626.801 5,90 42,22Consumidores e Revendedores 1.372.658 13,57 1.414.191 13,31 3,03Recomposição Tarifária Extraordinária eParcela “A” 304.476 3,01 339.187 3,19 11,40Transporte de Energia 274.989 2,72 388.752 3,66 41,37Tributos Compensáveis 452.212 4,47 612.599 5,76 35,47Despesas Antecipadas – CVA 559.131 5,53 585.637 5,51 4,74Créditos Tributários 90.795 0,90 175.799 1,65 93,62Ativo Regulatório PIS-PASEP/COFINS 150.471 1,49 124.567 1,17 (17,22)Reajuste Tarifário Diferido 698.490 6,90 469.654 4,42 (32,76)Estoques 14.024 0,14 15.192 0,14 8,33Fundos Vinculados 124.224 1,23 5.158 0,05 (95,85)Outros 132.722 1,30 157.926 1,49 18,99Total do Circulante 4.614.931 45,62 4.915.463 46,25 6,51Não CirculanteRealizável a Longo PrazoRecomposição Tarifária Extraordinária eParcela “A” 894.105 8,84 816.606 7,68 (8,67)Despesas Antecipadas – CVA 18.271 0,18 141.088 1,33 672,20Créditos Tributários 103.047 1,02 161.765 1,52 56,98Tributos Compensáveis 187.445 1,85 206.386 1,94 10,10Depósitos Vinculados a Litígios 110.267 1,09 120.053 1,13 8,87Consumidores e Revendedores 53.815 0,53 39.983 0,38 (25,70)Ativo Regulatório PIS-PASEP/COFINS 190.551 1,88 60.880 0,57 (68,05)Reajuste Tarifário Diferido 306.303 3,03 164.195 1,55 (46,39)Créditos com Pessoas Ligadas 13.566 0,13 40.186 0,38 196,23Outros Créditos 8.949 0,09 12.868 0,12 43,79Total do Realizável a Longo Prazo 1.886.319 18,64 1.764.010 16,60 (6,48)Investimentos 2.797 0,03 2.948 0,03 5,40Imobilizado 3.612.734 35,71 3.944.129 37,12 9,17Diferido 285 - 163 - (42,81)Total do Não Circulante 5.502.135 54,38 5.711.250 53,75 3,80Ativo Total 10.117.066 100,00 10.626.713 100,00 5,0455

Em 30 de setembro deVariaçãoPassivo 2006 AV (%) 2007 AV (%) AH (%)CirculanteFornecedores 643.403 6,36 529.222 4,98 (17,75)Encargos Regulatórios 276.349 2,73 276.529 2,60 0,07Participações nos Lucros 44.285 0,44 48.460 0,46 9,43Impostos, Taxas e Contribuições 1.102.547 10,90 1.143.665 10,76 3,73Juros sobre Capital Próprio e Dividendos 472.876 4,67 169.704 1,61 (64,11)Empréstimos e Financiamentos 505.080 4,99 859.713 8,09 70,21Debêntures - - 8.985 0,08 -Salários e Encargos Sociais 135.181 1,34 140.775 1,32 4,14Encargos Regulatórios – CVA 436.963 4,32 600.466 5,65 37,42Obrigações Pós-Emprego 91.025 0,90 57.542 0,54 (36,78)Dívidas com Pessoas Ligadas 12.065 0,12 445 0,00 (96,31)Provisão para Perdas – Inst. Financeiros 128.392 1,27 191.533 1,80 49,18Outras 127.052 1,26 155.914 1,47 22,72Total do Circulante 3.975.218 39,29 4.182.953 39,36 5,23Não CirculanteFornecedores 239.347 2,37 329.857 3,10 37,82Encargos Regulatórios – CVA 32.915 0,33 97.470 0,92 196,13Encargos Regulatórios - - 6.248 0,06 -Empréstimos e Financiamentos 1.940.965 19,19 1.660.281 15,62 (14,46)Debêntures - - 268.756 2,53 -Impostos, Taxas e Contribuições 259.952 2,57 233.362 2,20 (10,23)Provisões para Contingências 8.112 0,08 35.650 0,34 339,47Obrigações pós-Emprego 913.127 9,03 858.580 8,08 (5,97)Outras 9.585 0,09 9.311 0,08 (2,86)Total do Não Circulante 3.404.003 33,65 3.499.515 32,93 2,81Patrimônio LíquidoCapital Social 2.261.998 22,36 2.261.998 21,29 0,00Reservas de Lucros 49.506 0,49 87.984 0,83 77,72Lucros Acumulados 426.341 4,21 594.263 5,59 39,39Total do Patrimônio Líquido 2.737.845 27,06 2.944.245 27,71 7,54Passivo Total 10.117.066 100,00 10.626.713 100,00 5,0456

Balanço Patrimonial dos exercícios sociais encerrados em 31 de dezembro de 2005 e 2006 (em milharesde reais)Em 31 de dezembro deVariaçãoAtivo 2005 AV (%) 2006 AV (%) AH (%)CirculanteDisponibilidades 533.261 5,76 214.103 2,27 (59,85)Consumidores e Revendedores 1.188.665 12,84 1.408.499 14,91 18,49Recomposição Tarifária Extraordinária eParcela “A” 271.800 2,94 300.555 3,18 10,58Concessionários - Transporte de Energia 250.492 2,71 306.035 3,24 22,17Tributos Compensáveis 81.774 0,88 65.786 0,70 (19,55)Despesas Antecipadas – CVA 539.321 5,83 433.642 4,59 (19,59)Créditos Tributários 51.883 0,56 59.145 0,63 14,00Ativo Regulatório PIS-PASEP/COFINS 39.168 0,42 107.959 1,14 175,63Reajuste Tarifário Diferido 321.445 3,47 791.231 8,38 146,15Estoques 13.766 0,15 15.786 0,17 14,67Fundos Vinculados 29.680 0,32 9.804 0,10 (66,97)Outros 108.979 1,18 123.281 1,30 13,12Total do Circulante 3.430.234 37,06 3.835.826 40,60 11,82Não CirculanteRealizável a Longo PrazoRecomposição Tarifária Extraordinária eParcela “A” 1.001.305 10,82 878.228 9,30 (12,29)Despesas Antecipadas – CVA 46.549 0,50 157.612 1,67 238,59Créditos Tributários 87.207 0,94 136.883 1,45 56,96Tributos Compensáveis 153.962 1,66 202.886 2,15 31,78Depósitos Vinculados a Litígios 17.343 0,19 111.931 1,18 545,40Consumidores e Revendedores 64.190 0,69 50.357 0,53 (21,55)Ativo Regulatório PIS-PASEP/COFINS 374.622 4,05 190.551 2,02 (49,14)Reajuste Tarifário Diferido 853.994 9,23 127.488 1,35 (85,07)Créditos com Pessoas Ligadas 21.461 0,23 7.540 0,08 (64,87)Outros Créditos 2.627 0,03 9.229 0,10 251,31Total do Realizável a Longo Prazo 2.623.260 28,34 1.872.705 19,82 (28,61)Investimentos 1.756 0,02 2.795 0,03 59,17Imobilizado 3.199.925 34,57 3.735.788 39,54 16,75Diferido 377 - 254 - (32,73)Total do Não Circulante 5.825.318 62,94 5.611.542 59,40 (3,67)Ativo Total 9.255.552 100,00 9.447.368 100,00 2,07Em 31 de dezembro deVariaçãoPassivo 2005 AV (%) 2006 AV (%) AH (%)CirculanteFornecedores 640.809 6,92 653.502 6,92 1,98Debêntures - - 15.279 0,16 -Encargos Regulatórios 158.634 1,71 305.040 3,23 92,29Participações nos Lucros 55.493 0,60 52.629 0,56 (5,16)Impostos, Taxas e Contribuições 438.340 4,74 750.183 7,94 71,14Juros sobre Capital Próprio e Dividendos 907.541 9,81 670.712 7,10 (26,10)Empréstimos e Financiamentos 209.171 2,26 266.981 2,83 27,64Salários e Encargos Sociais 123.106 1,33 124.102 1,31 0,81Despesas Antecipadas – CVA 208.195 2,25 328.143 3,47 57,61Obrigações Pós-Emprego 114.866 1,24 87.369 0,92 (23,94)Provisão para Perdas – Instrumentos Finan. 78.060 0,84 134.877 1,43 72,79Outras 183.871 1,99 154.494 1,64 (15,98)Total do Circulante 3.118.086 33,69 3.543.311 37,51 13,6457

Não CirculanteFornecedores 264.123 2,85 220.040 2,33 (16,69)Debêntures - - 258.380 2,73 -Despesa Antecipada - CVA 31.508 0,34 119.907 1,27 280,56Empréstimos e Financiamentos 1.925.946 20,81 1.877.271 19,87 (2,53)Impostos, Taxas e Contribuições 615.800 6,65 174.418 1,85 (71,68)Provisões para Contingências 2.885 0,03 2.664 0,03 (7,66)Obrigações pós-Emprego 935.126 10,10 890.456 9,43 (4,78)Encargos Regulatórios 36.297 0,39 - - -Outras 14.277 0,15 10.939 0,12 (23,38)Total do Não Circulante 3.825.962 41,34 3.554.075 37,62 (7,11)Patrimônio LíquidoCapital Social 2.261.998 24,44 2.261.998 23,94 -Reservas de Lucros 49.506 0,53 87.984 0,93 77,72Total do Patrimônio Líquido 2.311.504 24,97 2.349.982 24,87 1,66Passivo Total 9.255.552 100,00 9.447.368 100,00 2,0758

Informações de Resultado do período de 9 meses findo em 30 de setembro de 2006 e 2007 (em milharesde reais)Em 30 de setembro deVariação2006 AV (%) 2007 AV (%) AH (%)Receita OperacionalFornecimento Bruto de Energia Elétrica 5.821.840 141,98 6.269.731 144,53 7,69Reajuste Tarifário Diferido -Receita de Uso da Rede 979.082 23,88 955.593 22,03 (2,40)Outras Receitas Operacionais 39.345 0,96 50.483 1,16 28,31Deduções à Receita Operacional (2.739.931) (66,82) (2.937.906) (67,72) 7,23Receita Operacional Líquida 4.100.336 100,00 4.337.901 100,00 5,79Custos OperacionaisCusto com Energia ElétricaEnergia Elétrica Comprada para Revenda (1.571.645) (38,33) (1.574.176) (36,29) 0,16Encargos de Uso da Rede Básica de Transmissão (421.704) (10,28) (337.885) (7,79) (19,88)Custo de OperaçãoPessoal e Administradores (629.173) (15,34) (494.999) (11,41) (21,33)Obrigação Pós - Emprego (80.872) (1,97) (53.257) (1,23) (34,15)Materiais (45.907) (1,12) (49.535) (1,14) 7,90Serviços de Terceiros (208.378) (5,08) (234.655) (5,41) 12,61Depreciação e Amortização (274.218) (6,69) (292.995) (6,75) 6,85Provisões Operacionais (7.452) (0,18) (31.052) (0,72) 316,69Outras (48.326) (1,18) (73.603) (1,70) 52,31.Custo Total (3.287.675) (80,17) (3.142.157) (72,44) (4,43)Lucro Bruto 812.661 19,83 1.195.744 27,56 47,14Despesa OperacionalDespesas com Vendas (130.982) (3,19) (90.116) (2,08) (31,20)Despesas Gerais e Administrativas (14.914) (0,36) (66.845) (1,54) 348,20Outras Despesas Operacionais (16.287) (0,40) (21.068) (0,49) 29,35Lucro Operacional das Receitas e DespesasFinanceiras 650.478 15,86 1.017.715 23,45 56,46Receitas Financeiras Líquidas 145.504 3,55 20.696 0,48 (85,78)Lucro Operacional 795.982 19,41 1.038.411 23,93 30,46Resultado Não Operacional (21.317) (0,52) (25.949) (0,60) 21,73Lucro antes do Imposto de Renda e ContribuiçãoSocial 774.665 18,89 1.012.462 23,33 30,70Imposto de Renda e Contribuição Social (222.059) (5,42) (305.992) (7,05) 37,80Lucro Líquido Do Exercício 552.606 13,48 706.470 16,28 27,84Lucro Líquido Por Lote De Mil Ações – R$ 244,3 312,3259

Informações de Resultado dos exercícios sociais encerrados em 31 de dezembro de 2005 e 2006 (emmilhares de reais)Em 31 de dezembro deVariação2005 AV (%) 2006 AV (%) AH (%)Receita OperacionalFornecimento Bruto de Energia Elétrica 7.430.028 116,15 7.965.666 126,15 7,21Reajuste Tarifário Diferido 591.010 9,24 - - -Receita de Uso da Rede 1.200.587 18,77 1.260.721 19,97 5,01Outras Receitas Operacionais 53.341 0,83 56.899 0,90 6,67Deduções à Receita Operacional (2.878.119) (44,99) (2.969.064) (47,02) 3,16Receita Operacional Líquida 6.396.847 100,00 6.314.222 100,00 (1,29)Custos OperacionaisCusto com Energia ElétricaEnergia Elétrica Comprada para Revenda (1.890.075) (29,55) (1.981.437) (31,38) 4,83Encargos de Uso da Rede Básica de Transmissão (554.363) (8,67) (515.224) (8,16) (7,06)Custo de OperaçãoPessoal e Administradores (762.639) (11,92) (884.376) (14,01) 15,96Obrigação Pós - Emprego (108.358) (1,69) (115.793) (1,83) 6,86Materiais (71.812) (1,12) (58.520) (0,93) (18,51)Serviços de Terceiros (280.628) (4,39) (291.609) (4,62) 3,91Depreciação e Amortização (361.301) (5,65) (365.517) (5,79) 1,17Provisões Operacionais (66.617) (1,04) (4.221) (0,07) (93,66)Compensação Financeira pela Utilização de RecursosHídricos (32.790) (0,51) (11.581) (0,18) (64,68)Quota para a Conta de Consumo de Combustível –CCC (387.126) (6,05) (442.960) (7,02) 14,42Conta de Desenvolvimento Energético - CDE (279.025) (4,36) (294.170) (4,66) 5,43Eficiência Energética e Pesquisa e Desenvolvimento (172.805) (2,70) (158.038) (2,50) (8,55)Outras (81.526) (1,27) (85.394) (1,35) 4,74Custo Total (5.049.065) (78,93) (5.208.840) (82,49) 3,16Lucro Bruto 1.347.782 21,07 1.105.382 17,51 (17,99)Despesa OperacionalDespesas com Vendas (119.930) (1,87) (130.429) (2,07) 8,75Despesas Gerais e Administrativas (68.460) (1,07) (46.199) (0,73) (32,52)Outras Receitas (Despesas) Operacionais 12.819 0,20 (22.759) (0,36) (277,54)Lucro Operacional Antes das Receitas e DespesasFinanceiras 1.172.211 18,32 905.995 14,35 (22,71)Receitas Financeiras Líquidas 246.423 3,85 188.955 2,99 (23,32)Juros sobre Capital Próprio (220.544) (3,45) (181.963) (2,88) (17,49)25.879 0,40 6.992 0,11 (72,98)Lucro Operacional 1.198.090 18,73 912.987 14,46 (23,80)Resultado Não Operacional (30.716) (0,48) (25.500) (0,40) (16,98)Lucro antes do Imposto de Renda e ContribuiçãoSocial 1.167.374 18,25 887.487 14,06 (23,98)Imposto de Renda e Contribuição Social (397.789) (6,22) (299.883) (4,75) (24,61)Lucro antes da Reversão dos Juros sobre CapitalPróprio 769.585 12,03 587.604 9,31 (23,65)Reversão dos Juros Sobre Capital Próprio 220.544 3,45 181.963 2,88 (17,49)Lucro Líquido Do Exercício 990.129 15,48 769.567 12,19 (22,28)Lucro Líquido Por Lote De Mil Ações – R$ 437,72 340,2260

Outras InformaçõesPeríodo de nove meses findosem 30 de setembro deExercício social encerradoem 31 de dezembro deDescrições 2006 2007 2005 2006Receita operacional líquida - R$ milhões 4.100 4.338 6.397 6.314Margem Operacional - % 19,41 23,94 18,32 14,35EBITDA OU LAJIDA - R$ milhões 926 1.322 1.536 1.273Lucro líquido - R$ milhões 553 706 990 770Lucro líquido por lote de 1000 ações R$ 244,30 312,32 437,72 340,22Patrimônio líquido - R$ milhões 2.738 2.944 2.312 2.350Valor patrimonial por lote de mil ações 1.210 1.302 1.022 1.039Rentabilidade do patrimônio líquido - % 25,29 31,57 43,77 33,99Endividamento do patrimônio líquido - % 269,53 260,93 300,41 302,02Liquidez Corrente 1,16 1,18 1,10 1,08Liquidez Geral 0,88 0,87 0,87 0,8061

CAPITALIZAÇÃO DA EMISSORAA tabela a seguir exibe o endividamento da Emissora e sua capitalização total consolidada (definida comoempréstimos e financiamentos e patrimônio líquido) em 30 de setembro de 2007, além de uma colunaintitulada Ajustada pela Oferta, que considera o impacto da Oferta na capitalização total da Emissora em 30de setembro de 2007. Esta seção deverá ser lida em conjunto com as seções “Informações FinanceirasSelecionadas da Emissora” e “Análise e Discussão da Administração sobre as Demonstrações FinanceirasConsolidadas e os Resultados Operacionais da Emissora” deste Prospecto.Em milhares de ReaisEfetivo em 30de setembro2007Ajustada pelaOfertaEmpréstimos e financiamentos de Curto Prazo 859.713 459.713Empréstimos e financiamentos de Longo Prazo 1.660.281 1.660.281Debêntures 277.741 677.741Total do endividamento........................................................ 2.797.735 2.797.735Patrimônio Líquido................................................................... 2.944.245 2.944.245Capitalização Total................................................................ 5.741.980 5.741.98062

ANÁLISE E DISCUSSÃO DA ADMINISTRAÇÃO SOBRE A SITUAÇÃO FINANCEIRA E OSRESULTADOS OPERACIONAIS DA EMISSORAEstamos apresentando a análise e discussão da administração sobre a situação financeira e os resultadosoperacionais da Emissora, com relação aos períodos findos em 30 de setembro de 2006 e 30 de setembro de2007 e para os exercícios sociais encerrados em 31 de dezembro de 2005 e 31 de dezembro de 2006. Nãoapresentamos análise e discussão com relação ao exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2004pois, não obstante a Emissora ter sido constituída em 08 de setembro de 2004 as atividades operacionais daEmissora foram iniciadas apenas em 1º de janeiro de 2005.A análise e discussão da administração sobre a situação financeira e os resultados operacionais devem serlidas em conjunto com as informações trimestrais revisadas da Emissora referentes aos períodos de novemeses findos em 30 de setembro de 2006 e 2007 e aos exercícios sociais encerrados em 31 de dezembro de2005 e 31 de dezembro de 2006 (e respectivas notas explicativas), todas essas demonstrações financeirasincluídas neste Prospecto. As demonstrações financeiras e informações financeiras constantes desteProspecto foram elaboradas de acordo com as Práticas Contábeis Adotadas no Brasil. Na análise ediscussão abaixo, as referências a aumentos ou diminuições em todos os períodos são feitas por comparaçãocom o período anterior correspondente, exceto se o contexto indicar de outra forma. Este Prospecto contémestimativas e declarações futuras que envolvem riscos e incertezas. O resultado efetivamente obtido por nóspoderá diferir substancialmente daquele discutido em tais estimativas e declarações futuras por diversasrazões, incluindo, mas não se limitando, a fatores indicados na Seção “Fatores de Risco” deste Prospecto.COMPARAÇÃO DOS RESULTADOS OPERACIONAIS NOS PERÍODOS DE NOVE MESES ENCERRADOS EM 30 DESETEMBRO DE 2006 E 2007.As informações financeiras selecionadas apresentadas a seguir para os períodos de nove meses findos em 30de setembro de 2006 e 2007, representam as informações financeiras da Emissora e estão expressas emmilhares de reais. Vide Seção “Informações Financeiras e de Mercado” deste Prospecto.Em 30 de setembro deVariação2006 AV (%) 2007 AV (%) AH (%)Receita OperacionalFornecimento Bruto de Energia Elétrica 5.821.840 141,98 6.269.731 144,53 7,69Reajuste Tarifário Diferido - - - - -Receita de Uso da Rede 979.082 23,88 955.593 22,03 (2,40)Outras Receitas Operacionais 39.345 0,96 50.483 1,16 28,31Deduções à Receita Operacional (2.739.931) (66,82) (2.937.906) (67,72) 7,23Receita Operacional Líquida 4.100.336 100,00 4.337.901 100,00 5,79Custos OperacionaisCusto com Energia ElétricaEnergia Elétrica Comprada para Revenda (1.571.645) (38,33) (1.574.176) (36,29) 0,16Encargos de Uso da Rede Básica de Transmissão (421.704) (10,28) (337.885) (7,79) (19,88)Custo de OperaçãoPessoal e Administradores (629.173) (15,34) (494.999) (11,41) (21,33)Obrigação Pós - Emprego (80.872) (1,97) (53.257) (1,23) (34,15)Materiais (45.907) (1,12) (49.535) (1,14) 7,90Serviços de Terceiros (208.378) (5,08) (234.655) (5,41) 12,61Depreciação e Amortização (274.218) (6,69) (292.995) (6,75) 6,85Provisões Operacionais (7.452) (0,18) (31.052) (0,72) 316,69Outras (48.326) (1,18) (73.603) (1,70) 52,31Custo Total (3.287.675) (80,17) (3.142.157) (72,44) (4,43)63

Lucro Bruto 812.661 19,83 1.195.744 27,56 47,14Despesa OperacionalDespesas com Vendas (130.982) (3,19) (90.116) (2,08) (31,20)Despesas Gerais e Administrativas (14.914) (0,36) (66.845) (1,54) 348,20Outras Despesas Operacionais (16.287) (0,40) (21.068) (0,49) 29,35Lucro Operacional das Receitas e DespesasFinanceiras 650.478 15,86 1.017.715 23,45 56,46Receitas Financeiras Líquidas 145.504 3,55 20.696 0,48 (85,78)Lucro Operacional 795.982 19,41 1.038.411 23,93 30,46Resultado Não Operacional (21.317) (0,52) (25.949) (0,60) 21,73Lucro antes do Imposto de Renda e ContribuiçãoSocial 774.665 18,89 1.012.462 23,33 30,70Imposto de Renda e Contribuição Social (222.059) (5,42) (305.992) (7,05) 37,80Lucro Líquido Do Exercício 552.606 13,48 706.470 (16,28) 27,84Lucro Líquido Por Lote De Mil Ações – R$ 244,3 312,32DESEMPENHO ECONÔMICO FINANCEIRO NOS PERÍODOS DE NOVE MESES ENCERRADOS EM 30 DESETEMBRO DE 2006 E 2007.Lucro do PeríodoA Emissora apresentou, no período de janeiro a setembro de 2007, um lucro líquido de R$706.470 mil, emcomparação ao lucro líquido de R$552.606 mil no período de janeiro a setembro de 2006, um aumento de27,84%. Este resultado deve-se principalmente ao aumento de 5,79% na receita operacional líquida associadoà redução de 3,76% nos custos e despesas operacionais.Como evento extraordinário em 2007, na auditoria da ANEEL realizada no mês de março, para definição doreajuste tarifário, foi identificado um ativo regulatório de CVA de compra de energia superior ao montanteanteriormente registrado, representando um impacto positivo de R$30.793 mil, dos quais R$29.245 milreferem-se ao exercício de 2006.LAJIDA (metodologia de cálculo não revisada pelos auditores independentes)O LAJIDA da Emissora no período de janeiro a setembro de 2007 apresentou um aumento significativo nacomparação com o mesmo período de 2006, conforme pode ser observado na tabela abaixo:64

LAJIDA - R$ mil 30/09/2007 30/09/2006 Var %Lucro Líquido706.470 552.606 27,84+ Despesa de IR e Contribuição Social 305.992 222.059 37,80+ Resultado não Operacional 25.949 21.317 21,73- Resultado Financeiro (20.696) (145.504) (85,78)+ Amortização e Depreciação 304.570 275.566 10,53= LAJIDA 1.322.285 926.044 42,79Itens não recorrentes:+ Recomposição CVA da TUSD - 93.265 -+ Anuênio - 127.272 -- Reversão de provisão de RGR - (28.048) -- CVA energia (29.245) - -= LAJIDA AJUSTADO 1.293.040 1.118.533 15,601.4001.2001.000800600400200-926Jan a Set/06LAJIDA1.322Jan a Set/07margem do LAJIDA40%30%20%10%0%O crescimento do LAJIDA no período de janeiro asetembro de 2007 em comparação ao período dejaneiro a setembro de 2006 deve-se, principalmente,ao aumento de 5,79% na receita líquida associada àredução de 5,00% nos custos e despesasoperacionais (excluídos os efeitos das despesas comdepreciação e amortização). O melhor desempenhooperacional verificado em 2007 refletiu-se namargem do LAJIDA, que passou de 22,58% noperíodo de janeiro a setembro de 2006 para 30,48%em 2007.Fonte: EmissoraFornecimento Bruto de Energia ElétricaA receita com fornecimento bruto de energia elétrica foi de R$6.269.731 mil no período de janeiro a setembrode 2007 em comparação a R$5.821.840 mil no período de janeiro a setembro de 2006, representando umaumento de 7,69%.Os principais impactos na receita de 2007 decorreram dos seguintes fatores:Reajuste tarifário com impacto médio nas tarifas dos consumidores de 7,05%, a partir de 8 de abril de 2006(efeito integral em 2007);Reajuste tarifário com impacto médio nas tarifas dos consumidores de 5,16%, a partir de 8 de abril de 2007;Aumento de 2,85% no volume de energia faturada a consumidores finais (excluindo consumo próprio).Redução na receita de subvenção para consumidores de baixa renda em função de revisão dos critériosadotados pela Emissora na apuração desta receita.65

Quantidade de Energia Vendida a Consumidores Finais (MWh)(Informações não revisadas pelos auditores independentes)MWh30/09/2007 30/09/2006 Var %Residencial 5.114.484 4.962.046 3,07Industrial 3.592.955 3.617.649 (0,68)Comércio, Serviços e Outros 3.012.559 2.858.595 5,39Rural 1.559.068 1.461.706 6,66Poder Público 469.243 441.860 6,20Iluminação Pública 780.250 787.298 (0,90)Serviço Público 785.727 760.330 3,34Total 15.314.286 14.889.484 2,85Fonte: EmissoraReceita de uso da redeEsta receita refere-se a TUSD advinda dos encargos cobrados dos consumidores livres sobre a energiavendida, principalmente pela Cemig Geração e Transmissão, e apresentou uma redução de 2,40%, nomontante de R$23.489 mil (R$955.593 mil no período de janeiro a setembro de 2007 em comparação aR$979.082 mil no período de janeiro a setembro de 2006). Este resultado deve-se principalmente à exclusão,nas tarifas de TUSD, dos encargos de CCC, CDE e PROINFA, para autoprodutores de energia elétrica, emfunção de Resolução da ANEEL.Custos não controláveisAs diferenças entre os somatórios dos custos não controláveis (também denominados “CVA”) utilizadoscomo referência no cálculo do reajuste tarifário e os desembolsos efetivamente realizados são compensadosnos reajustes tarifários subseqüentes, sendo registrados no ativo ou passivo. Em função de alteração do planode contas da ANEEL, alguns itens foram transferidos para a conta Deduções à Receita Operacional.Deduções à receita operacionalAs deduções à receita operacional foram de R$2.937.906 mil no período de janeiro a setembro de 2007comparados a R$2.739.931 mil no período de janeiro a setembro de 2006, um aumento de 7,23%. Asprincipais variações nas deduções à receita são como segue:Conta de Consumo de Combustível – CCCA dedução à receita referente a CCC foi de R$231.300 mil no período de janeiro a setembro de 2007comparados a R$304.119 mil no período de janeiro a setembro de 2006, representando uma redução de23,94%. Refere-se aos custos de operação das usinas térmicas dos sistemas interligado e isolado brasileirorateados entre os concessionários de energia elétrica através de Resolução da ANEEL. Este é um custo nãocontrolável, sendo que a dedução á receita registrada corresponde ao valor efetivamente repassado para atarifa.Conta de Desenvolvimento Energético - CDEA dedução à receita referente a CDE foi de R$227.664 mil no período de janeiro a setembro de 2007comparados a R$204.523 mil no período de janeiro a setembro de 2006, um aumento de 11,31%. Ospagamentos são definidos através de Resolução da ANEEL. Este é um custo não controlável, sendo que adespesa reconhecida no resultado corresponde ao valor efetivamente repassado para a tarifa.66

Reserva Global de Reversão - RGRA RGR no período de janeiro a setembro de 2007 correspondeu a uma dedução à receita no montante deR$50.502 mil. No período de janeiro a setembro de 2006 correspondeu a uma adição à receita no montante deR$868 mil. A variação entre os períodos comparados deve-se aos seguintes fatores:Maior despesa em 2007 decorrente do aumento do valor contábil do ativo imobilizado em serviço, base decálculo da referida despesa para a Emissora, e da contabilização em março de 2007, em cumprimento àorientações da ANEEL, de uma complementação à despesa no montante de R$14.899 mil, referente aoperíodo de janeiro a março de 2005.A adição à receita, em 2006, deve-se a um ajuste na provisão referente ao exercício de 2004, no montante deR$28.048 mil, em função da homologação pela ANEEL da referida despesa em um montante inferior aoestimado pela Emissora.As demais deduções à receita referem-se a impostos calculados com base em percentual do faturamento,portanto, as suas variações decorrem, substancialmente, da evolução da receita da Emissora.Custos e despesas operacionais (excluindo resultado financeiro)Os custos e despesas operacionais (excluindo resultado financeiro) foram de R$3.320.186 mil no período dejaneiro a setembro de 2007 comparados a R$3.449.858 mil no período de janeiro a setembro de 2006,representando uma redução de 3,76%. Este resultado decorre principalmente da variação dos custos compessoal e dos custos não controláveis (repassados para a tarifa) referentes aos encargos de uso da rede.As principais variações nas despesas estão descritas a seguir:PessoalA despesa com pessoal no período de janeiro a setembro de 2007 foi de R$465.352 mil, comparados aR$586.810 mil no período de janeiro a setembro de 2006, uma redução de 20,70%. Este resultado decorreprincipalmente da provisão para indenização dos anuênios futuros dos empregados, feita em junho de 2006,no montante de R$127.272 mil, compensada parcialmente pelo reajuste salarial de 4,00% concedido aosempregados em novembro de 2006 e pelo aumento de 2,67% na quantidade de empregados que passou de8.062 empregados em setembro de 2006 para 8.277 em setembro de 2007.Energia Elétrica Comprada para RevendaA despesa com energia elétrica comprada para revenda foi de R$1.574.176 mil no período de janeiro asetembro de 2007, comparados a R$1.571.645 mil no período de janeiro a setembro de 2006, representandoum aumento de 0,16%. Este é um custo não controlável, sendo que a despesa reconhecida no resultadocorresponde ao valor efetivamente repassado para a tarifa.Depreciação/AmortizaçãoA despesa com depreciação e amortização foi de R$304.570 mil de janeiro a setembro de 2007 comparados aR$275.566 mil de janeiro a setembro de 2006, representando um aumento de 10,53%. Este resultado decorresubstancialmente da entrada em operação de novas redes e linhas de distribuição, conseqüência dosinvestimentos do Programa Luz Para Todos.Obrigações Pós-EmpregoA despesa com obrigações pós-emprego foi de R$55.178 mil no período de janeiro a setembro de 2007,comparados a R$81.473 mil no período de janeiro a setembro de 2006, representando uma redução de32,28%. Estas despesas representam basicamente os juros incidentes sobre as obrigações atuariais daEmissora, líquidos do rendimento esperado dos ativos dos planos, estimados por atuário externo. A reduçãona despesa decorre do maior crescimento dos ativos do plano de pensão em relação às obrigações com osparticipantes.67

Provisões OperacionaisAs provisões operacionais foram de R$99.559 mil no período de janeiro a setembro de 2007 comparados aR$90.517 mil no período de janeiro a setembro de 2006, um aumento de 9,99%. Esta variação decorreprincipalmente da provisão para processos administrativos da ANEEL no valor de R$30.000 mil, constituídaem março de 2007, e parcialmente compensada pela redução de R$14.558 mil na provisão para créditos deliquidação duvidosa (R$68.507 mil em 2007 contra R$83.065 mil em 2006).Encargos de Uso da Rede de TransmissãoA despesa com encargos de uso da rede de transmissão foi de R$337.885 mil no período de janeiro asetembro de 2007, comparados a R$421.704 mil no período de janeiro a setembro de 2006, representandouma redução de 19,88%. Esta despesa refere-se aos encargos devidos pelos agentes de distribuição e geraçãode energia elétrica pela utilização das instalações, componentes da rede básica, conforme definido através deResolução pela ANEEL. Este é um custo não controlável, sendo que a despesa reconhecida no resultadocorresponde ao valor efetivamente repassado para a tarifa.Receitas (Despesas) FinanceirasO resultado financeiro no período de janeiro a setembro de 2007 foi uma receita financeira líquida deR$20.696 mil, comparada a uma receita financeira líquida de R$145.504 mil no período de janeiro a setembrode 2006. Os principais fatores que impactaram o resultado financeiro estão relacionados a seguir:Redução de R$21.946 mil na receita com acréscimo moratório em conta de energia elétrica, R$80.336 mil noperíodo de janeiro a setembro de 2007 em comparação a R$102.282 mil no período de janeiro a setembro de2006. Esta variação decorre, principalmente, da receita registrada no segundo trimestre de 2006, no montantede R$48.287 mil, referente a baixa de contas recebidas de grandes consumidores industriais relacionadas aanos anteriores, cujo valor de principal era consideravelmente inferior ao montante acrescido referente aencargos financeiros.Aumento da receita e da despesa com variação monetária do Acordo Geral do Setor Elétrico. A receita foi deR$203.412 mil no período de janeiro a setembro de 2007 comparados a R$153.885 mil no período de janeiroa setembro de 2006. A despesa foi de R$123.942 mil no período de janeiro a setembro de 2007 comparados aR$50.879 mil no período de janeiro a setembro de 2006. Estas variações, na receita e na despesa, decorremprincipalmente do aumento do ativo e passivo regulatórios, no segundo trimestre de 2007, em decorrência decritérios de atualização definidos pela ANEEL. As atualizações do ativo e do passivo têm contrapartidas nareceita e despesa financeiras, respectivamente, e dessa forma, não impactaram o resultado do período.Redução de 29,25% na receita com variação monetária e juros incidentes sobre o Reajuste Tarifário Diferido,R$103.262 mil no período de janeiro a setembro de 2007 comparados a R$145.954 mil no período de janeiroa setembro de 2006. Este resultado deve-se principalmente à redução do ativo, na comparação entre os doisperíodos, em conseqüência do recebimento dos valores nas contas de energia.Ganhos líquidos com variações cambiais no período de janeiro a setembro de 2007, no montante de R$63.836mil em comparação a ganhos líquidos de R$58.339 mil no período de janeiro a setembro de 2006, advindosbasicamente dos empréstimos e financiamentos em moeda estrangeira. No período de janeiro a setembro de2007, o real apresentou uma valorização de 13,99% frente ao dólar norte-americano em comparação a umavalorização de 7,11% no mesmo período de 2006.Imposto de Renda e Contribuição SocialA Emissora apurou, no período de janeiro a setembro de 2007, despesas com Imposto de Renda eContribuição Social no montante de R$305.992 mil em relação ao lucro de R$1.012.462 mil, antes dos efeitosfiscais, um percentual de 30,22%. No período de janeiro a setembro de 2006, a Emissora apurou despesascom Imposto de Renda e Contribuição Social no montante de R$222.059 mil em relação ao lucro deR$774.665 mil, antes dos efeitos fiscais, um percentual de 28,67%. Nos períodos de janeiro a setembro de2007 e 2006, foram apurados benefícios fiscais, nos valores de R$38.150 mil e R$42.930 mil,respectivamente, referentes ao pagamento de juros sobre capital próprio.68

COMPARAÇÃO DOS RESULTADOS OPERACIONAIS DOS EXERCÍCIOS ENCERRADOS EM 31 DE DEZEMBRO DE2005 E 2006.As informações financeiras selecionadas apresentadas a seguir para os exercícios sociais em 31 de dezembrode 2005 e 2006, representam as informações financeiras da Emissora e estão expressas em R$ mil. VideSeção “Informações Financeiras e de Mercado” deste Prospecto.Em 31 de dezembro deVariação2005 AV (%) 2006 AV (%) AH (%)Receita OperacionalFornecimento Bruto de Energia Elétrica 7.430.028 116,15 7.965.666 126,15 7,21Reajuste Tarifário Diferido 591.010 9,24 - - -Receita de Uso da Rede 1.200.587 18,77 1.260.721 19,97 5,01Outras Receitas Operacionais 53.341 0,83 56.899 0,90 6,67Deduções à Receita Operacional (2.878.119) (44,99) (2.969.064) (47,02) 3,16Receita Operacional Líquida 6.396.847 100,00 6.314.222 100,00 (1,29)Custos OperacionaisCusto com Energia ElétricaEnergia Elétrica Comprada para Revenda (1.890.075) (29,55) (1.981.437) (31,38) 4,83Encargos de Uso da Rede Básica de Transmissão (554.363) (8,67) (515.224) (8,16) (7,06)Custo de OperaçãoPessoal e Administradores (762.639) (11,92) (884.376) (14,01) 15,96Obrigação Pós – Emprego (108.358) (1,69) (115.793) (1,83) 6,86Materiais (71.812) (1,12) (58.520) (0,93) (18,51)Serviços de Terceiros (280.628) (4,39) (291.609) (4,62) 3,91Depreciação e Amortização (361.301) (5,65) (365.517) (5,79) 1,17Provisões Operacionais (66.617) (1,04) (4.221) (0,07) (93,66)Compensação Financeira pela Utilização de RecursosHídricos (32.790) (0,51) (11.581) (0,18) (64,68)Quota para a Conta de Consumo de Combustível –CCC (387.126) (6,05) (442.960) (7,02) 14,42Conta de Desenvolvimento Energético - CDE (279.025) (4,36) (294.170) (4,66) 5,43Eficiência Energética e Pesquisa e Desenvolvimento (172.805) (2,70) (158.038) (2,50) (8,55)Outras (81.526) (1,27) (85.394) (1,35) 4,74Custo Total (5.049.065) (78,93) (5.208.840) (82,49) 3,16Lucro Bruto 1.347.782 21,07 1.105.382 17,51 (17,99)Despesa OperacionalDespesas com Vendas (119.930) (1,87) (130.429) (2,07) 8,75Despesas Gerais e Administrativas (68.460) (1,07) (46.199) (0,73) (32,52)Outras Receita (Despesas) Operacionais 12.819 0,20 (22.759) (0,36) (277,54)Lucro Operacional Antes das Receitas e DespesasFinanceiras 1.172.211 18,32 905.995 14,35 (22,71)Receitas Financeiras Líquidas 246.423 3,85 188.955 2,99 (23,32)Juros sobre Capital Próprio (220.544) (3,45) (181.963) (2,88) (17,49)25.879 0,40 6.992 0,11 (72,98)Lucro Operacional 1.198.090 18,73 912.987 14,46 (23,80)Resultado Não Operacional (30.716) (0,48) (25.500) (0,40) (16,98)Lucro antes do Imposto de Renda e ContribuiçãoSocial 1.167.374 18,25 887.487 14,06 (23,98)Imposto de Renda e Contribuição Social (397.789) (6,22) (299.883) (4,75) (24,61)Lucro antes da Reversão dos Juros sobre CapitalPróprio 769.585 12,03 587.604 9,31 (23,65)69

Em 31 de dezembro deVariação2005 AV (%) 2006 AV (%) AH (%)Reversão dos Juros Sobre Capital Próprio 220.544 3,45 181.963 2,88 (17,49)Lucro Líquido Do Exercício 990.129 15,48 769.567 12,19 (22,28)Lucro Líquido Por Lote De Mil Ações – R$ 437,72 340,22DESEMPENHO ECONÔMICO FINANCEIRO DOS EXERCÍCIOS SOCIAIS ENCERRADOS EM 31 DE DEZEMBRO DE2005 E 2006.Lucro do PeríodoA Emissora apresentou, no exercício de 2006, um lucro líquido de R$769.567 mil em comparação ao lucrolíquido de R$990.129 mil no exercício de 2005, uma redução de 22,28%. Essa redução deve-se ao: (i)reconhecimento da receita com reajuste tarifário diferido no montante de R$591.010 mil no primeiro semestrede 2005 e (ii) aumento de 3,51% nas despesas operacionais no exercício de 2006 comparado ao mesmoperíodo de 2005. Esta variação deve-se principalmente: à transferência para o resultado do montante deR$29.632 mil referente a CVA de encargos de uso da rede de transmissão, conforme descrito no item “Custose Despesas Operacionais”; e ao aumento nas despesas com pessoal, em função da provisão para indenizaçãoaos empregados pelos anuênios futuros, adquiridos pela Emissora no montante aproximado de R$127.944mil.Vide maiores comentários no item de custos e despesas operacionais.Como efeito positivo no resultado de 2006 destacamos o aumento de 7,21% na receita com fornecimentobruto de energia elétrica, no montante de R$535.638 mil, em função basicamente do reajuste tarifárioocorrido em 8 de abril de 2006, no percentual de 7,05%.EBITDAO EBITDA da Emissora no período de janeiro a dezembro de 2006 foi de R$1.273.289 mil comparados aR$1.535.883 mil no mesmo período do ano anterior, uma redução de 17,10%.1.6001.6001.4001.4001.2001.2001.0001.0008008001.5361.53 61.2731.2 7340%40%30%30%20%20%A redução do EBITDA deve-se, principalmente, areceita extraordinária registrada no 1º semestre de2005 no valor de R$591.010 mil. Sem considerarmos areceita extraordinária, verifica-se um EBITDA em2006 de 34,71% superior ao de 2005. A margem doEBITDA em 2006 foi de 20,17% em comparação a24,01% de janeiro a dezembro de 2005.60060040040020020010%10 %-dez/05dez/05dez/06dez/060%0%EBITDALAJIDAmargemmargem dodoLAJIDAEBITDAFonte: Companhia70

Fornecimento Bruto de Energia ElétricaA receita com fornecimento bruto de energia elétrica foi de R$7.965.666 mil no exercício de 2006 emcomparação a R$7.430.028 mil no exercício de 2005, um aumento de 7,21%.Os principais impactos na receita de 2006 decorreram dos seguintes fatores:• Reajuste médio nas tarifas de 20,7% a partir de 8 de abril de 2005 (efeito integral no resultado doexercício de 2006);• Reajuste médio nas tarifas de 7,05% a partir de 8 de abril de 2006; e,• Redução de 1,25% no volume de energia faturada a consumidores finais (excluindo consumo próprio) emfunção da migração de consumidores livres para a Cemig Geração e Transmissão.A quantidade de energia elétrica faturada a consumidores finais decresceu 1,25%; 19.940 GWh no período dejaneiro a dezembro de 2006 comparados a 20.192 GWh no mesmo período de 2005. Dentre as principaisclasses de consumo, a comercial e a residencial apresentaram aumentos de 2,58% e 0,86%, respectivamenteenquanto que a classe industrial apresentou redução de 9,26% em função basicamente da migração dosconsumidores industriais livres para a CEMIG GT.Quantidade de Energia Vendida a Consumidores Finais (MWh)GWhConsumo por Classe dez/05 dez/06 Var %Residencial 6.590 6.647 0,86Industrial 5.333 4.839 (9,26)Comércio, Serviços e Outros 3.754 3.851 2,58Rural 1.941 1.937 (0,21)Poder Público 571 599 4,90Iluminação Pública 1.022 1.051 2,84Serviço Público 981 1.016 3,57Total 20.192 19.940 (1,25)Fonte: CompanhiaReajuste Tarifário DiferidoEm abril de 2005 foi divulgado, de forma retroativa a abril de 2003, o resultado da revisão tarifária periódicada Emissora, implicando em um direito de recomposição nas tarifas de 44,4%.O reajuste médio aplicado às tarifas em 8 de abril de 2003 foi de 31,5%. Para compensar a Emissora pelareceita a menor faturada de abril de 2003 a abril de 2005, a ANEEL está incluindo nos reajustes tarifários de2004 a 2007 um percentual adicional.A diferença entre o reposicionamento tarifário ao qual a Emissora tinha direito e a tarifa efetivamente cobradados consumidores de 2003 a 2005 foi reconhecida como um ativo regulatório em contrapartida ao resultadodo exercício de 2005, no montante de R$591.010 mil.71

Receita de uso da redeEsta receita refere-se à Tarifa de Uso dos Sistemas de Distribuição de Energia Elétrica - TUSD advinda dosencargos cobrados dos consumidores livres sobre a energia vendida por geradoras na área de concessão daEmissora, principalmente pela Cemig Geração e Transmissão, e apresentou um crescimento de 5,01%, nomontante de R$60.134 mil (R$1.260.721 mil no período de janeiro a dezembro de 2006 em comparação aR$1.200.587 mil no período de janeiro a dezembro de 2005) em função do reajuste na tarifa e do maiornúmero de consumidores livres.Custos e despesas operacionais (excluindo resultado financeiro)Os custos e despesas operacionais (excluindo resultado financeiro) no período de janeiro a dezembro de 2006foram de R$5.408.227 mil comparados a R$5.224.636 mil no período de janeiro a dezembro de 2005, umaumento de 3,51%. Este resultado decorre principalmente do aumento de 4,83% na energia comprada pararevenda correspondente a R$91.362 mil e da variação das despesas com pessoal em decorrência da provisãoda indenização dos anuênios futuros dos empregados feita em junho de 2006, no montante de R$127.058 mil.As diferenças entre os somatórios dos custos não controláveis (também denominados “CVA”) utilizadoscomo referência no cálculo do reajuste tarifário e os desembolsos efetivamente realizados são compensadosnos reajustes tarifários subseqüentes, sendo registrados no Ativo Circulante e Realizável a Longo Prazo comodespesas antecipadas.As principais variações nas despesas estão descritas a seguir:PessoalA despesa com pessoal no período de janeiro a dezembro de 2006 foi de R$733.944 mil comparados aR$595.275 mil no período de janeiro a dezembro de 2005, um aumento de 23,29%. Este resultado decorreprincipalmente da provisão para indenização dos anuênios futuros dos empregados, conforme comentadoanteriormente, compensado parcialmente pela maior transferência de gastos com pessoal para obras emandamento (R$129.397 mil no exercício de 2006 comparados a R$79.549 mil em 2005).Energia Elétrica Comprada para RevendaA despesa com energia elétrica comprada para revenda no período de janeiro a dezembro de 2006 foi deR$1.981.437 mil comparados a R$1.890.075 mil no período de janeiro a dezembro de 2005, um aumento de4,83%. Este é um custo não controlável, sendo que a despesa reconhecida no resultado corresponde ao valorefetivamente repassado para a tarifa.Depreciação/AmortizaçãoA despesa com depreciação e amortização não apresentou variação relevante na comparação entre osperíodos, R$367.294 mil de janeiro a dezembro de 2006 comparados a R$ 363.672 mil de janeiro a dezembrode 2005, representando uma variação de 1,00% que decorre substancialmente da entrada em operação denovas redes e linhas de distribuição.Obrigações Pós-EmpregoA despesa com obrigações pós-emprego no período de janeiro a dezembro de 2006 foi de R$115.793 milcomparados a R$ 111.189 mil no período de janeiro a dezembro de 2005, um aumento de 4,14%. Estasdespesas representam basicamente os juros incidentes sobre as obrigações atuariais da Emissora líquidos dorendimento esperado dos ativos dos planos, estimados por atuário externo. A redução na despesa decorre domaior crescimento dos ativos em relação às obrigações.72

Provisões OperacionaisAs provisões operacionais no período de janeiro a dezembro de 2006 foram de R$108.834 mil comparados aR$133.240 mil no período de janeiro a dezembro de 2005, uma redução de 18,32%. A redução nas provisõesoperacionais deve-se principalmente ao valor de R$23.211 mil, registrado no terceiro trimestre de 2005,referente a crédito a receber de consumidor industrial, integralmente provisionado em função da incertezaquanto à sua realização.Conta de Consumo de Combustível – CCCA despesa com CCC no período de janeiro a dezembro de 2006 foi de R$442.960 mil comparados aR$387.126 mil no período de janeiro a dezembro de 2005, um aumento de 14,42%. Esta despesa refere-se aoscustos de operação das usinas térmicas dos sistemas interligado e isolado brasileiro rateados entre osconcessionários de distribuição de energia elétrica através de Resolução da ANEEL que aumentaram em2006. Este é um custo não controlável, sendo que a despesa reconhecida no resultado corresponde ao valorefetivamente repassado para a tarifa.Encargos de Uso da Rede de TransmissãoA despesa com encargos de uso da rede de transmissão no período de janeiro a dezembro de 2006 foi deR$515.224 mil comparados a R$554.363 mil no período de janeiro a dezembro de 2005, uma redução de7,06%. Esta despesa refere-se aos encargos devidos pelos agentes de distribuição e geração de energia elétricapela utilização das instalações, componentes da rede básica, conforme definido através de Resolução pelaANEEL que diminuíram em 2006. Este é um custo não controlável, sendo que a despesa reconhecida noresultado corresponde ao valor efetivamente repassado para a tarifa.Em função de uma nova interpretação da ANEEL com relação aos critérios de constituição da CVA referenteaos encargos de uso da rede básica de transmissão, a Emissora reverteu, no primeiro semestre de 2006,parcela da CVA constituída a partir de abril de 2005, no montante de R$93.265 mil, o que contribuiu paraaumentar o valor da despesa no semestre corrente.Conta de Desenvolvimento Energético - CDEA despesa com CDE no período de janeiro a dezembro de 2006 foi de R$294.170 mil comparados aR$279.025 mil no período de janeiro a dezembro de 2005, um aumento de 5,43%. Os pagamentos sãodefinidos através de Resolução da ANEEL e apresentaram um aumento nesse período. Este é um custo nãocontrolável, sendo que a despesa reconhecida no resultado corresponde ao valor efetivamente repassado paraa tarifa.Eficiência Energética e Pesquisa e DesenvolvimentoOs gastos com eficiência energética e pesquisa e desenvolvimento no período de janeiro a dezembro de 2006foram de R$158.038 mil comparados a R$172.805 mil no período de janeiro a dezembro de 2005, umaredução de 8,55%. A partir deste exercício, a Emissora provisiona 1,0% de sua receita líquida para aplicaçãoem programas de eficiência energética e pesquisa e desenvolvimento.Em atendimento a instrução da ANEEL, a Emissora reconheceu como despesa no resultado do exercício de2005 os gastos a serem realizados e para os quais já havia recebido a tarifa correspondente em exercíciosanteriores, no valor de R$94.591 mil, o que justificou a expressiva variação na despesa na comparação entreos dois exercícios em análise.Deve ser ressaltado que também em 2006 a Emissora registrou um valor adicional, no montante de R$80.932mil, referente a valores de anos anteriores que foram aplicados em seu Imobilizado e que por determinação daANEEL deveriam ser registrados no Resultado.73

Receitas (Despesas) FinanceirasO resultado financeiro de janeiro a dezembro de 2006 foi uma receita financeira líquida de R$6.992 milcomparada a uma receita financeira líquida de R$25.879 mil de janeiro a dezembro de 2005. Os principaisfatores que impactaram o resultado financeiro estão relacionados a seguir:• Receita com variação monetária e juros incidentes sobre o Reajuste Tarifário Diferido em 2006 foide R$194.781 mil comparados a R$229.131 mil no exercício de 2005, uma redução de 14,99%. Noexercício anterior a Emissora registrou uma maior receita em função da divulgação do resultadodefinitivo de revisão tarifária, o que implicou o registro de um ativo regulatório denominado“Reajuste Tarifário Diferido” e a atualização desse ativo de forma retroativa ao ano de 2003.• Crescimento de R$45.430 mil na receita com acréscimo moratório em conta de energia elétrica,R$124.495 mil no exercício de 2006 em comparação a R$79.065 mil no exercício de 2005.• Receita com variação monetária do Acordo Geral do Setor Elétrico no exercício de 2006 nomontante de R$201.867 mil comparados a R$269.371 mil no exercício de 2005, uma redução de25,06%. Esta redução deve-se principalmente a menor variação da SELIC, indexador dos ativos, em2006.• Ganhos líquidos com variações cambiais no exercício de 2006, no montante de R$65.383 mil emcomparação a ganhos líquidos de R$82.667 mil no exercício de 2005, advindos basicamente dosempréstimos e financiamentos em moeda estrangeira. Esta variação decorre principalmente daredução do saldo devedor em moeda estrangeira e da variação cambial. O real apresentou umavalorização de 8,66% frente ao dólar norte-americano no exercício de 2006 em comparação a umavalorização de 11,82% no mesmo período de 2005.• Aumento de 24,82% nos encargos com empréstimos e financiamentos (R$271.238 mil em 2006 eR$217.296 mil em 2005) em função dos critérios de rolagem da dívida da Emissora, com asubstituição de vários contratos de dívida em moeda estrangeira para moeda nacional, a partir dosegundo semestre de 2005. Os empréstimos corrigidos pela SELIC têm as variações integralmenteregistradas como encargos.• Perda líquida com instrumentos financeiros utilizados em operações de hedge, no exercício de 2006,no montante de R$75.861 mil, comparada a uma perda líquida de R$85.817 mil no exercício de2005. Este resultado decorre da variação cambial mencionada no item anterior.• A Companhia registrou, como despesa financeira, a destinação dos juros sobre o capital próprio emsubstituição aos dividendos do exercício de 2006, no montante de R$181.963 mil (R$220.544 milem 2005).Imposto de Renda e Contribuição SocialA Emissora apurou, no exercício de 2006, despesas com Imposto de Renda e Contribuição Social nomontante de R$299.883 mil em relação ao lucro de R$887.487 mil, antes dos efeitos fiscais, um percentual de33,79%. No exercício de 2005, a Emissora apurou despesas com Imposto de Renda e Contribuição Social nomontante de R$397.789 mil em relação ao lucro de R$1.167.374 mil, antes dos efeitos fiscais, um percentualde 34,08%.74

ANÁLISE E DISCUSSÃO DA ESTRUTURA PATRIMONIALA análise e discussão apresentada a seguir sobre a estrutura patrimonial baseiam-se nas informaçõesfinanceiras resultantes de nossas Demonstrações Financeiras auditadas para os períodos findos em 30 desetembro de 2006 e 2007 e para os exercícios sociais encerrados em 31 de dezembro de 2005 e 31 dedezembro de 2006.Na discussão a seguir, referências a aumentos ou reduções em qualquer exercício social são feitas emcomparação ao exercício social anterior correspondente, exceto se o contexto indicar de maneira diversa. Osvalores estão expressos em R$ mil.30 de setembro de 2006 comparado a 30 de setembro de 2007Em 30 de setembro deVariaçãoAtivo 2006 AV (%) 2007 AV (%) AH (%)CirculanteDisponibilidades 440.739 4,36 626.801 5,90 42,22Consumidores e Revendedores 1.372.658 13,57 1.414.191 13,31 3,03Recomposição Tarifária Extraordinária eParcela “A” 304.476 3,01 339.187 3,19 11,40Transporte de Energia 274.989 2,72 388.752 3,66 41,37Tributos Compensáveis 452.212 4,47 612.599 5,76 35,47Despesas Antecipadas – CVA 559.131 5,53 585.637 5,51 4,74Créditos Tributários 90.795 0,90 175.799 1,65 93,62Ativo Regulatório PIS-PASEP/COFINS 150.471 1,49 124.567 1,17 (17,22)Reajuste Tarifário Diferido 698.490 6,90 469.654 4,42 (32,76)Estoques 14.024 0,14 15.192 0,14 8,33Fundos Vinculados 124.224 1,23 5.158 0,05 (95,85)Outros 132.722 1,30 157.926 1,49 18,99Total do Circulante 4.614.931 45,62 4.915.463 46,25 6,51Não CirculanteRealizável a Longo PrazoRecomposição Tarifária Extraordinária eParcela “A” 894.105 8,84 816.606 7,68 (8,67)Despesas Antecipadas – CVA 18.271 0,18 141.088 1,33 672,20Créditos Tributários 103.047 1,02 161.765 1,52 56,98Tributos Compensáveis 187.445 1,85 206.386 1,94 10,10Depósitos Vinculados a Litígios 110.267 1,09 120.053 1,13 8,87Consumidores e Revendedores 53.815 0,53 39.983 0,38 (25,70)Ativo Regulatório PIS-PASEP/COFINS 190.551 1,88 60.880 0,57 (68,05)Reajuste Tarifário Diferido 306.303 3,03 164.195 1,55 (46,39)Créditos com Pessoas Ligadas 13.566 0,13 40.186 0,38 196,23Outros Créditos 8.949 0,09 12.868 0,12 43,79Total do Realizável a Longo Prazo 1.886.319 18,64 1.764.010 16,60 (6,48)Investimentos 2.797 0,03 2.948 0,03 5,40Imobilizado 3.612.734 35,71 3.944.129 37,12 9,17Diferido 285 - 163 - (42,81)Total do Não Circulante 5.502.135 54,38 5.711.250 53,75 3,80Ativo Total 10.117.066 100,00 10.626.713 100,00 5,0475

Em 30 de setembro deVariaçãoPassivo 2006 AV (%) 2007 AV (%) AH (%)CirculanteFornecedores 643.403 6,36 529.222 4,98 (17,75)Encargos Regulatórios 276.349 2,73 276.529 2,60 0,07Participações nos Lucros 44.285 0,44 48.460 0,46 9,43Impostos, Taxas e Contribuições 1.102.547 10,90 1.143.665 10,76 3,73Juros sobre Capital Próprio e Dividendos 472.876 4,67 169.704 1,61 (64,11)Empréstimos e Financiamentos 505.080 4,99 859.713 8,09 70,21Debêntures - - 8.985 0,08 -Salários e Encargos Sociais 135.181 1,34 140.775 1,32 4,14Despesas Antecipadas – CVA 436.963 4,32 600.466 5,65 37,42Obrigações Pós-Emprego 91.025 0,90 57.542 0,54 (36,78)Dívidas com Pessoas Ligadas 12.065 0,12 445 0,00 (96,31)Provisão para Perdas – Instr. Financeiros 128.392 1,27 191.533 1,80 49,18Outras 127.052 1,26 155.914 1,47 22,72Total do Circulante 3.975.218 39,29 4.182.953 39,36 5,23Não CirculanteFornecedores 239.347 2,37 329.857 3,10 37,82Despesa Antecipada - CVA 32.915 0,33 97.470 0,92 196,13Encargos Regulatórios - - 6.248 0,06 -Empréstimos e Financiamentos 1.940.965 19,19 1.660.281 15,62 (14,46)Debêntures - - 268.756 2,53 -Impostos, Taxas e Contribuições 259.952 2,57 233.362 2,20 (10,23)Provisões para Contingências 8.112 0,08 35.650 0,34 339,47Obrigações pós-Emprego 913.127 9,03 858.580 8,08 (5,97)Outras 9.585 0,09 9.311 0,08 (2,86)Total do Não Circulante 3.404.003 33,65 3.499.515 32,93 2,81Patrimônio LíquidoCapital Social 2.261.998 22,36 2.261.998 21,29 -Reservas de Lucros 49.506 0,49 87.984 0,83 77,72Lucros Acumulados 426.341 4,21 594.263 5,59 39,39Total do Patrimônio Líquido 2.737.845 27,06 2.944.245 27,71 7,54Passivo Total 10.117.066 100,00 10.626.713 100,00 5,04ATIVO CIRCULANTEDisponibilidadesEm 30 de setembro de 2007 a conta de disponibilidades atingiu R$626.801 mil, um aumento de 42,22% emcomparação a 30 de setembro de 2006, período em que atingiu R$440.739 mil. Esta variação decorreprincipalmente do maior caixa gerado nas operações da Emissora em 2007, conforme pode ser verificado naDemonstração do Fluxo de Caixa, constante das Demonstrações Financeiras da Emissora em 30 de setembrode 2007.Consumidores e revendedoresEm 30 de setembro de 2007 a conta de Consumidores e Revendedores atingiu R$1.414.191 mil, um aumentode 3,03% em comparação a 30 de setembro de 2006, período em que atingiu R$1.372.658 mil. Esta variaçãodecorre principalmente do aumento do faturamento da Emissora em 2007, devendo ser considerado o reajustetarifário de 7,05% em 8 de abril de 2007 e aumento de 2,85% no volume de energia vendida em 2007 nacomparação com 2006.76

Recomposição Tarifária e Parcela “A”Em 30 de setembro de 2007 a conta de Recomposição Tarifária e Parcela “A” atingiu R$339.187 mil, umacréscimo de 11,40% em comparação com 30 de setembro de 2006, período em que atingiu R$304.476 mil.Esta variação decorre da maior expectativa de recebimento de valores de Recomposição Tarifária nas contasde energia nos próximos 12 meses.Transporte de EnergiaEm 30 de setembro de 2007 a conta Transporte de Energia atingiu R$388.752 mil, um aumento de 41,37% emcomparação com 30 de setembro de 2006, período em que atingiu R$274.989 mil. Esta variação decorre deaumento do número de consumidores livres e da energia vendida.Tributos CompensáveisEm 30 de setembro de 2007 a conta de Tributos Compensáveis atingiu R$612.599 mil, um aumento de35,47% em comparação com 30 de setembro de 2006, período em que atingiu R$452.212 mil. A variação nosaldo decorre basicamente do aumento das antecipações de Imposto de Renda e Contribuição Social noexercício de 2007. Os valores registrados nesta rubrica serão compensados com as obrigações a pagarregistradas no passivo.Despesas antecipadas - CVAEm 30 de setembro de 2007 a conta de Despesas Antecipadas - CVA atingiu R$585.637 mil, um aumento de4,74% em comparação com 30 de setembro de 2006, período em que atingiu R$559.131 mil. Esta variaçãodecorre da maior expectativa de recebimento de valores da CVA nas contas de energia nos próximos 12meses, conforme demonstrado no último Índice de Reajuste Tarifário.Créditos TributáriosEm 30 de setembro de 2007 a conta de Créditos Tributários atingiu R$175.799 mil, um aumento de 93,62%em comparação com 30 de setembro de 2006, período em que atingiu R$90.795 mil. Esta variação decorre damaior expectativa de realização dos créditos tributários da Emissora nos próximos 12 meses, emconformidade à projeção de lucros tributáveis da Emissora e da natureza dos créditos.Ativo Regulatório – PIS-PASEP/COFINSEm 30 de setembro de 2007 a conta de Ativo Regulatório – PIS-PASEP/COFINS atingiu R$124.567 mil, umaredução de 17,22% em comparação com 30 de setembro de 2006, quando atingiu R$150.471 mil. O saldodesta conta refere-se aos valores pagos a mais pela Emissora em função da majoração da alíquota dosimpostos e que deverão ser ressarcidos pela ANEEL nas contas de energia nos exercícios subseqüentes. Estavariação no saldo deve-se ao recebimento dos valores nas tarifas conforme reajuste tarifário de abril de 2007.Reajuste Tarifário DiferidoEm 30 de setembro de 2007 a conta de Reajuste Tarifário Diferido atingiu R$469.654 mil, uma redução de32,76% em comparação com 30 de setembro de 2006, quando atingiu R$698.490 mil. O saldo desta contarefere-se à homologação provisória pela ANEEL do reajuste tarifário da Emissora, decorrente da RevisãoTarifária, em um percentual superior ao reajuste efetivamente aplicado às tarifas em 2003. Esta variaçãocorresponde a redução no valor total do ativo em função do recebimento na conta de energia elétrica.77

EstoquesEm 30 de setembro de 2007 a conta de Estoques atingiu R$15.192 mil, um aumento de 8,33% em comparaçãocom 30 de setembro de 2006, quando atingiu R$14.024 mil. O saldo desta conta representa basicamente osmateriais que serão utilizados nas atividades de manutenção do sistema elétrico e a variação no saldo não éconsiderada relevante pela CEMIG.REALIZÁVEL A LONGO PRAZORecomposição Tarifária e Parcela “A”Em 30 de setembro de 2007 a conta de Recomposição Tarifária e Parcela “A” atingiu R$816.606 mil, umaredução o de 8,67% em comparação com 30 de setembro de 2006, quando atingiu R$894.105 mil. Estavariação decorre da transferência para o curto prazo dos valores de Recomposição Tarifária que estão sendorecebidos nas contas de energia.Despesas antecipadas - CVAEm 30 de setembro de 2007 a conta de Despesas Antecipadas - CVA atingiu R$141.088 mil, um aumento de672,20% em comparação com 30 de setembro de 2006, quando atingiu R$18.271 mil. Esta variação decorrebasicamente dos custos não controláveis que deverão ser repassados para as tarifas nos próximos reajustestarifários.Créditos TributáriosEm 30 de setembro de 2007 a conta de Créditos Tributários atingiu R$161.765 mil, um aumento de 56,98%em comparação com 30 de setembro de 2006, quando atingiu R$103.047 mil. Esta variação deve-se às novasprovisões decorrentes da mudança de critério na tributação das variações cambiais e operações com swap.Tributos CompensáveisEm 30 de setembro de 2007 a conta de Tributos Compensáveis atingiu R$206.386 mil, um aumento de10,10% em comparação com 30 de setembro de 2006, quando atingiu R$187.445 mil. Esta variação decorredos créditos de ICMS em função da aquisição de novos bens do ativo.Depósitos Vinculados a LitígiosEm 30 de setembro de 2007 a conta de Tributos Compensáveis atingiu R$120,053 mil, um aumento de 8,87%em comparação com 30 de setembro de 2006, quando atingiu R$110.267 mil. A variação no saldo decorrebasicamente do aumento de depósitos judiciais referentes a ações trabalhistas e relacionadas a questõesfiscais.Consumidores e revendedoresEm 30 de setembro de 2007 a conta de Consumidores e revendedores atingiu R$39.983 mil, uma redução de25,70% em comparação com 30 de setembro de 2006, quando atingiu R$53.815 mil. Esta variação decorre daquitação por consumidores de dívidas com contas de energia que foram renegociadas.Ativo Regulatório – PIS-PASEP/COFINSEm 30 de setembro de 2007 a conta de Ativo Regulatório – PIS-PASEP/COFINS atingiu R$60.880 mil, umaredução de 68,05% em comparação com 30 de setembro de 2006, quando atingiu R$190.551 mil. O saldodesta conta refere-se aos valores pagos a mais pela Emissora em função da majoração da alíquota dosimpostos e que deverão ser ressarcidos pela ANEEL nas contas de energia nos exercícios subseqüentes. Avariação no saldo decorre da transferência para o curto prazo de valores que deverão ser recebidos nospróximos 12 meses, conforme percentual adicional incluído pela ANEEL no reajuste tarifário da Emissora.78

Reajuste Tarifário DiferidoEm 30 de setembro de 2007 a conta de Reajuste Tarifário Diferido atingiu R$164.195 mil, uma redução de46,39% em comparação com 30 de setembro de 2006, quando atingiu R$306.303 mil. A variação no saldodecorre da transferência para o curto prazo de valores que serão recebidos em conta de energia considerando apostergação pela Aneel da última parcela para 2008.PERMANENTEInvestimentosEm 30 de setembro de 2007 a conta de Investimentos atingiu R$2.948 mil, um aumento de 5,40% emcomparação com 30 de setembro de 2006, quando atingiu R$2.797 mil. A Emissora não considera a variaçãonesta conta como relevante.ImobilizadoEm 30 de setembro de 2007 a conta de Imobilizado atingiu R$3.944.129 mil, um aumento de 9,17% emcomparação com 30 de setembro de 2006, quando atingiu R$3.612.734 mil. A variação no saldo decorre dosnovos investimentos realizados pela Emissora na atividade de distribuição de energia elétrica, principalmenterelacionados ao programa de universalização do acesso a energia elétrica – Programa “Luz para Todos”.DiferidoEm 30 de setembro de 2007 a conta de Diferido atingiu R$163 mil, uma redução de 42,81% em comparaçãocom 30 de setembro de 2006, quando atingiu R$285 mil. A variação no saldo não é considerada relevantepela Emissora e refere-se a transferência dos valores para o resultado.PASSIVO CIRCULANTEFornecedoresEm 30 de setembro de 2007 a conta de Fornecedores atingiu R$529.222 mil, uma redução de 17,75% emcomparação com 30 de setembro de 2006, quando atingiu R$643.403 mil. A variação no saldo decorreprincipalmente da redução nos valores a pagar no curto prazo referente à repasse aos geradores pela comprade energia livre durante o racionamento.Encargos RegulatóriosEm 30 de setembro de 2007 a conta de Encargos Regulatórios atingiu R$276.529 mil, um aumento de 0,07%em comparação com 30 de setembro de 2006, quando atingiu R$276.349 mil. O saldo se manteve estável erefere-se às obrigações a pagar com CCC, RGR, CDE, P&D e eficiência energética.Participações nos LucrosEm 30 de setembro de 2007 a conta de Participações nos Lucros atingiu R$48.460 mil, um aumento de 9,43%em comparação com 30 de setembro de 2006, quando atingiu R$44.285 mil. A variação no saldo decorrebasicamente do aumento no resultado operacional no exercício de 2007, base de cálculo das participações.79

Impostos, Taxas e ContribuiçõesEm 30 de setembro de 2007 a conta de Impostos, Taxas e Contribuições atingiu R$1.143.665 mil, umaumento de 3,73% em comparação com 30 de setembro de 2006, quando atingiu R$1.102.547 mil. A variaçãono saldo decorre basicamente do aumento na lucratividade da Emissora, o que implicou o aumento dopagamento de impostos incidentes sobre o lucro e faturamento, bem como da transferência de valores delongo prazo referente impostos sobre ativos regulatórios, em conformidade a expectativa de pagamento daEmissoraJuros sobre Capital Próprio e DividendosEm 30 de setembro de 2007 a conta de Juros sobre Capital Próprio e Dividendos atingiu R$169.704 mil, umaredução de 64,11% em comparação com 30 de setembro de 2006, quando atingiu R$472.876 mil. A variaçãono saldo decorre do pagamento dos juros sobre o capital próprio e dos dividendos referentes ao exercício de2006.Empréstimos e FinanciamentosEm 30 de setembro de 2007 a conta de Empréstimos e Financiamentos atingiu R$859.713 mil, um aumentode 70,21% em comparação com 30 de setembro de 2006, quando atingiu R$505.080 mil. A variação no saldodecorre basicamente da captação de recursos de curto prazo destinados à recomposição do caixa utilizadosnos pagamentos de dívidas vincendas até o final do exercício de 2007.Salários e Encargos SociaisEm 30 de setembro de 2007 a conta de Salários e Encargos Sociais atingiu R$140.775 mil, um aumento de4,14% em comparação com 30 de setembro de 2006, quando atingiu R$135.181 mil. O saldo desta conta écomposto basicamente pelas provisões de férias, 13º salário e outros encargos trabalhistas incidentes sobre afolha de pagamento. A variação no saldo decorre basicamente do reajuste salarial de 4,00% concedido aosempregados em novembro de 2006.Passivo Regulatório - CVAEm 30 de setembro de 2007 a conta de CVA atingiu R$600.466 mil, um aumento de 37,42% em comparaçãocom 30 de setembro de 2006, período em que atingiu R$436.963 mil. Este passivo refere-se aos valores pagospela Emissora referentes aos custos não controláveis em montantes inferiores à receita concedida pelaANEEL. Desta forma, a Emissora deverá devolver os valores recebidos a maior em contas de energia. Estavariação decorre do aumento dos valores a pagar pela Emissora no curto prazo.Obrigações Pós-EmpregoEm 30 de setembro de 2007 a conta de Obrigações Pós-Emprego atingiu R$57.542 mil, uma redução de36,78% em comparação com 30 de setembro de 2006, período em que atingiu R$91.025 mil. Esta variaçãodecorre da redução dos valores a pagar pela Emissora no curto prazo referente à amortização das obrigaçõesatuariais com benefícios pós-emprego.PASSIVO NÃO CIRCULANTEFornecedoresEm 30 de setembro de 2007 a conta de Fornecedores atingiu R$329.857 mil, um aumento de 37,82% emcomparação com 30 de setembro de 2006, período em que atingiu R$239.347 mil. Compõem o saldo da contaos valores a serem repassados aos geradores da RTE recebida pela Emissora em conta de energia. A variaçãodo saldo decorre da transferência de curto prazo dos valores a serem pagos aos geradores, tendo em vista amenor estimativa da Emissora com relação ao repasse nos próximos 12 meses.80

Passivo Regulatório - CVAEm 30 de setembro de 2007 a conta de CVA atingiu R$97.470 mil, um aumento de 196,13% em comparaçãocom 30 de setembro de 2006, quando atingiu R$32.915 mil. Este passivo refere-se aos valores pagos pelaEmissora referentes custos não controláveis em montantes inferiores a receita concedida pela ANEEL. Destaforma, a Emissora deverá devolver os valores recebidos a maior em contas de energia. Esta variação decorrebasicamente dos valores apurados em 2007 que deverão ser deduzidos das tarifas nos próximos reajustestarifários.Empréstimos e FinanciamentosEm 30 de setembro de 2007 a conta de Empréstimos e Financiamentos atingiu R$1.660.281 mil, uma reduçãode 14,46% em comparação com 30 de setembro de 2006, quando atingiu R$1.940.965 mil. A variação nosaldo decorre da transferência de obrigações para o curto prazo.Impostos, Taxas e ContribuiçõesEm 30 de setembro de 2007 a conta de Impostos, Taxas e Contribuições atingiu R$233.362 mil, uma reduçãode 10,23% em comparação com 30 de setembro de 2006, quando atingiu R$259.952 mil. Compõem o saldoda conta os impostos incidentes sobre os ativos regulatórios que são pagos à medida que a Emissora recebe osvalores. A variação no saldo decorre basicamente da transferência para o curto prazo de valores previstos paraserem pagos nos próximos 12 meses, em conformidade à expectativa de realização dos créditos tributários.Provisões para ContingênciasEm 30 de setembro de 2007 a conta de Provisões para Contingências atingiu R$35.650 mil, um aumento de339,47% em comparação com 30 de setembro de 2006, quando atingiu R$8.112 mil. O aumento no saldodeve-se a provisão constituída em 2007 referente a receita com subvenção aos consumidores de baixa renda,em discussão com a ANEEL.Obrigações Pós-EmpregoEm 30 de setembro de 2007 a conta de Obrigações Pós-Emprego atingiu R$858.580 mil, uma redução de5,97% em comparação com 30 de setembro de 2006, quando atingiu R$913.127 mil. Esta variação decorre datransferência de valores para o curto prazo em função da expectativa de liquidação das obrigações nospróximos 12 meses.Patrimônio LíquidoEm 30 de setembro de 2007 a conta do Patrimônio Líquido atingiu R$2.944.245 mil, um aumento de 7,54%em comparação com 30 de setembro de 2006, quando atingiu R$2.737.845 mil. Esta variação decorre dalucratividade apurada no exercício de 2007, líquida dos valores declarados para pagamento referente jurossobre o capital próprio.81

31 de dezembro de 2005 comparado a 31 de dezembro de 2006 (em milhares de reais)Em 31 de dezembro deVariaçãoAtivo 2005 AV (%) 2006 AV (%) AH (%)CirculanteDisponibilidades 533.261 5,76 214.103 2,27 (59,85)Consumidores e Revendedores 1.188.665 12,84 1.408.499 14,91 18,49Recomposição Tarifária Extraordinária eParcela “A” 271.800 2,94 300.555 3,18 10,58Concessionários - Transporte de Energia 250.492 2,71 306.035 3,24 22,17Tributos Compensáveis 81.774 0,88 65.786 0,70 (19,55)Despesas Antecipadas – CVA 539.321 5,83 433.642 4,59 (19,59)Créditos Tributários 51.883 0,56 59.145 0,63 14,00Ativo Regulatório PIS-PASEP/COFINS 39.168 0,42 107.959 1,14 175,63Reajuste Tarifário Diferido 321.445 3,47 791.231 8,38 146,15Estoques 13.766 0,15 15.786 0,17 14,67Fundos Vinculados 29.680 0,32 9.804 0,10 (66,97)Outros 108.979 1,18 123.281 1,30 13,12Total do Circulante 3.430.234 37,06 3.835.826 40,60 11,82Não CirculanteRealizável a Longo PrazoRecomposição Tarifária Extraordinária eParcela “A” 1.001.305 10,82 878.228 9,30 (12,29)Despesas Antecipadas – CVA 46.549 0,50 157.612 1,67 238,59Créditos Tributários 87.207 0,94 136.883 1,45 56,96Tributos Compensáveis 153.962 1,66 202.886 2,15 31,78Depósitos Vinculados a Litígios 17.343 0,19 111.931 1,18 545,40Consumidores e Revendedores 64.190 0,69 50.357 0,53 (21,55)Ativo Regulatório PIS-PASEP/COFINS 374.622 4,05 190.551 2,02 (49,14)Reajuste Tarifário Diferido 853.994 9,23 127.488 1,35 (85,07)Créditos com Pessoas Ligadas 21.461 0,23 7.540 0,08 (64,87)Outros Créditos 2.627 0,03 9.229 0,10 251,31Total do Realizável a Longo Prazo 2.623.260 28,34 1.872.705 19,82 (28,61)Investimentos 1.756 0,02 2.795 0,03 59,17Imobilizado 3.199.925 34,57 3.735.788 39,54 16,75Diferido 377 - 254 - (32,73)Total do Não Circulante 5.825.318 62,94 5.611.542 59,40 (3,67)Ativo Total 9.255.552 100,00 9.447.368 100,00 2,07Em 31 de dezembro deVariaçãoPassivo 2005 AV (%) 2006 AV (%) AH (%)CirculanteFornecedores 640.809 6,92 653.502 6,92 1,98Debêntures - - 15.279 0,16 -Encargos Regulatórios 158.634 1,71 305.040 3,23 92,29Participações nos Lucros 55.493 0,60 52.629 0,56 (5,16)Impostos, Taxas e Contribuições 438.340 4,74 750.183 7,94 71,14Juros sobre Capital Próprio e Dividendos 907.541 9,81 670.712 7,10 (26,10)Empréstimos e Financiamentos 209.171 2,26 266.981 2,83 27,64Salários e Encargos Sociais 123.106 1,33 124.102 1,31 0,81Despesas Antecipadas – CVA 208.195 2,25 328.143 3,47 57,61Obrigações Pós-Emprego 114.866 1,24 87.369 0,92 (23,94)Provisão para Perdas – Instrumentos Finan. 78.060 0,84 134.877 1,43 72,79Outras 183.871 1,99 154.494 1,64 (15,98)Total do Circulante 3.118.086 33,69 3.543.311 37,51 13,6482

Não CirculanteFornecedores 264.123 2,85 220.040 2,33 (16,69)Debêntures - - 258.380 2,73 -Despesa Antecipada - CVA 31.508 0,34 119.907 1,27 280,56Empréstimos e Financiamentos 1.925.946 20,81 1.877.271 19,87 (2,53)Impostos, Taxas e Contribuições 615.800 6,65 174.418 1,85 (71,68)Provisões para Contingências 2.885 0,03 2.664 0,03 (7,66)Obrigações pós-Emprego 935.126 10,10 890.456 9,43 (4,78)Encargos Regulatórios 36.297 0,39 - - -Outras 14.277 0,15 10.939 0,12 (23,38)Total do Não Circulante 3.825.962 41,34 3.554.075 37,62 (7,11)Patrimônio LíquidoCapital Social 2.261.998 24,44 2.261.998 23,94 -Reservas de Lucros 49.506 0,53 87.984 0,93 77,72Total do Patrimônio Líquido 2.311.504 24,97 2.349.982 24,87 1,66Passivo Total 9.255.552 100,00 9.447.368 100,00 2,07ATIVO CIRCULANTEDisponibilidadesEm 31 de dezembro de 2006 a conta de disponibilidades atingiu R$214.103 mil, uma redução de 59,85% emcomparação com 31 de dezembro de 2005, quando atingiu R$533.261 mil. Esta variação decorreprincipalmente do grande volume de pagamento de dividendos em 2006, um montante de R$967.918 mil,sendo que no exercício de 2005 não ocorreu pagamento de dividendos.Consumidores e revendedoresEm 31 de dezembro de 2006 a conta de Consumidores e Revendedores atingiu R$1.408.499 mil, um aumentode 18,49% em comparação com 31 de dezembro de 2005, quando atingiu R$1.188.665 mil. Esta variaçãodecorre principalmente do aumento do faturamento da Emissora em 2006, devendo ser considerado o reajustetarifário de 6,70% aplicável desde 8 de abril de 2006.Recomposição Tarifária e Parcela “A”Em 31 de dezembro de 2006 a conta de Recomposição Tarifária e Parcela “A” atingiu R$300.555 mil, umacréscimo de 10,58% em comparação com 31 de dezembro de 2005, quando atingiu R$271.800 mil. Estavariação decorre da maior expectativa de recebimento de valores de Recomposição Tarifária nas contas deenergia nos próximos 12 meses.Transporte de EnergiaEm 31 de dezembro de 2006 a conta Transporte de Energia atingiu R$306.035 mil, um aumento de 22,17%em comparação com 31 de dezembro de 2005, quando atingiu R$250.492 mil. Esta variação decorrebasicamente da maior receita pelo uso do sistema de distribuição.Tributos CompensáveisEm 31 de dezembro de 2006 a conta de Tributos Compensáveis atingiu R$65.786 mil, uma redução de19,55% em comparação com 31 de dezembro de 2005, quando atingiu R$81.774 mil. A variação no saldodecorre basicamente da menor antecipação de impostos em 2006, líquido do valor das obrigações, em relaçãoao ano de 2005.83

Despesas antecipadas - CVAEm 31 de dezembro de 2006 a conta de Despesas Antecipadas - CVA atingiu R$433.642 mil, uma redução de19,59% em comparação com 31 de dezembro de 2005, quando atingiu R$539.321 mil. Esta variação decorreda maior expectativa de recebimento de valores da CVA nas contas de energia nos próximos 12 meses.Créditos TributáriosEm 31 de dezembro de 2006 a conta de Créditos Tributários atingiu R$59.145 mil, um aumento de 14,00%em comparação com 31 de dezembro de 2005, quando atingiu R$51.883 mil. Esta variação decorre da maiorexpectativa de realização dos créditos tributários da Emissora nos próximos 12 meses, em conformidade àprojeção de lucros tributáveis da Emissora e da natureza dos créditos.Ativo Regulatório – PIS-PASEP/COFINSEm 31 de dezembro de 2006 a conta de Ativo Regulatório – PIS-PASEP/COFINS atingiu R$107.959 mil, umaumento de 175,63% em comparação com 31 de dezembro de 2005, quando atingiu R$39.168 mil. O saldodesta conta refere-se aos valores pagos a mais pela Emissora em função da majoração da alíquota dosimpostos e que deverão ser ressarcidos pela ANEEL nas contas de energia nos exercícios subseqüentes. Estesaldo corresponde a expectativa de ressarcimento através das contas de energia dos próximos 12 meses e avariação expressiva decorre da incorporação no reajuste tarifário de 8 de abril de 2006 de um percentualadicional para amortização do ativo.Reajuste Tarifário DiferidoEm 31 de dezembro de 2006 a conta de Reajuste Tarifário Diferido atingiu R$791.231 mil, um aumento de146,15% em comparação com 31 de dezembro de 2005, ano em que atingiu R$321.445 mil. O saldo destaconta refere-se a homologação provisória pela ANEEL do reajuste tarifário da Emissora, decorrente daRevisão Tarifária, em um percentual superior ao reajuste efetivamente aplicado às tarifas em 2003. Este saldocorresponde à expectativa de ressarcimento através das contas de energia dos próximos 12 meses.EstoquesEm 31 de dezembro de 2006 a conta de Estoques atingiu R$15.786 mil, um aumento de 14,67% emcomparação com 31 de dezembro de 2005, ano em que atingiu R$13.766 mil. O saldo desta conta representabasicamente os materiais que serão utilizados nas atividades de manutenção do sistema elétrico e a variaçãono saldo não é considerada relevante pela Emissora.REALIZÁVEL A LONGO PRAZORecomposição Tarifária e Parcela “A”Em 31 de dezembro de 2006 a conta de Recomposição Tarifária e Parcela “A” atingiu R$878.228 mil, umaredução de 12,29% em comparação com 31 de dezembro de 2005, ano em que atingiu R$1.001.305 mil. Estavariação decorre da transferência para o curto prazo dos valores de Recomposição Tarifária que estão sendorecebidos nas contas de energia.Despesas antecipadas - CVAEm 31 de dezembro de 2006 a conta de Despesas Antecipadas - CVA atingiu R$157.612 mil, um aumento de238,59% em comparação com 31 de dezembro de 2005, ano em que atingiu R$46.549 mil. Esta variaçãodecorre da transferência para o curto prazo dos valores de CVA que estão sendo recebidos nas contas deenergia.84

Créditos TributáriosEm 31 de dezembro de 2006 a conta de Créditos Tributários atingiu R$136.883 mil, um aumento de 56,96%em comparação com 31 de dezembro de 2005, ano em que atingiu R$87.207 mil. Esta variação decorreprincipalmente dos novos créditos tributários referentes a benefícios pós-emprego.Tributos CompensáveisEm 31 de dezembro de 2006 a conta de Tributos Compensáveis atingiu R$202.886 mil, um aumento de31,78% em comparação com 31 de dezembro de 2005, quando atingiu R$153.962 mil. Esta variação decorredo aumento nos valores de ICMS a serem compensados pela Emissora no longo prazo.Depósitos Vinculados a LitígiosEm 31 de dezembro de 2006 a conta de Depósitos Vinculados a Litígios atingiu R$111.931 mil, um aumentode 545,40% em comparação com 31 de dezembro de 2005, quando atingiu R$17.343 mil. A variação no saldodecorre basicamente do depósito judicial referente à eventual perda em uma interpretação divergente daReceita Federal e INSS sobre a indenização do Anuênio aos empregados no exercício de 2006.Consumidores e revendedoresEm 31 de dezembro de 2006 a conta de Consumidores e revendedores atingiu R$50.357 mil, uma redução de21,55% em comparação com 31 de dezembro de 2005, quando atingiu R$64.190 mil. Esta variação decorreda quitação por consumidores de dívidas com contas de energia que foram renegociadas.Ativo Regulatório – PIS-PASEP/COFINSEm 31 de dezembro de 2006 a conta de Ativo Regulatório – PIS-PASEP/COFINS atingiu R$190.551 mil,uma redução de 49,14% em comparação com 31 de dezembro de 2005, quando atingiu R$374.622 mil. Osaldo desta conta refere-se aos valores pagos a mais pela Emissora em função da majoração da alíquota dosimpostos e que deverão ser ressarcidos pela ANEEL nas contas de energia nos exercícios subseqüentes. Avariação no saldo decorre da transferência para o curto prazo de valores que deverão ser recebidos nospróximos 12 meses, conforme percentual adicional incluído pela ANEEL no reajuste tarifário da Emissora.Reajuste Tarifário DiferidoEm 31 de dezembro de 2006 a conta de Reajuste Tarifário Diferido atingiu R$127.488 mil, uma redução de85,07% em comparação com 31 de dezembro de 2005, quando atingiu R$853.994 mil. A variação no saldodecorre da transferência para o curto prazo de valores que serão recebidos em conta de energia.PERMANENTEInvestimentosEm 31 de dezembro de 2006 a conta de Investimentos atingiu R$2.795 mil, um aumento de 59,17% emcomparação com 31 de dezembro de 2005, quando atingiu R$1.756 mil. Os valores nesta rubrica referem-sebasicamente a investimentos em projetos com incentivos fiscais.ImobilizadoEm 31 de dezembro de 2006 a conta de Imobilizado atingiu R$3.735.788 mil, um aumento de 16,75% emcomparação com 31 de dezembro de 2005, quando atingiu R$3.199.925 mil. A variação no saldo decorre dosnovos investimentos realizados pela Emissora na atividade de distribuição de energia elétrica, principalmenterelacionados ao programa de universalização do acesso a energia elétrica – Programa “Luz para Todos”.85

DiferidoEm 31 de dezembro de 2006 a conta de Diferido atingiu R$254 mil, uma redução de 32,73% em comparaçãocom 31 de dezembro de 2005, quando atingiu R$377 mil. A variação no saldo não é considerada relevantepela Emissora.PASSIVO CIRCULANTEFornecedoresEm 31 de dezembro de 2006 a conta de Fornecedores atingiu R$653.502 mil, um aumento de 1,98% emcomparação com 31 de dezembro de 2005, quando atingiu R$640.809 mil. A variação no saldo decorreprincipalmente do aumento nos valores a pagar referente à contratação de materiais e serviços para osempreendimentos em construção.Encargos RegulatóriosEm 31 de dezembro de 2006 a conta de Encargos Regulatórios atingiu R$305.040 mil, um aumento de92,29% em comparação com 31 de dezembro de 2005, quando atingiu R$158.634 mil. A variação no saldodecorre basicamente da transferência de longo prazo da provisão de gastos com Eficiência Energética epesquisa e desenvolvimento referente a projetos ainda não concluídos.Participações nos LucrosEm 31 de dezembro de 2006 a conta de Participações nos Lucros atingiu R$52.629 mil, uma redução de5,16% em comparação com 31 de dezembro de 2005, quando atingiu R$55.493 mil. A variação no saldodecorre basicamente do menor resultado operacional em 2006, base de cálculo do valor das participações. .Maiores informações sobre a variação no resultado operacional podem ser obtidas no item “Comparação dosresultados operacionais dos exercícios encerrados em 31 de dezembro de 2005 e 2006” deste Prospecto.Impostos, Taxas e ContribuiçõesEm 31 de dezembro de 2006 a conta de Impostos, Taxas e Contribuições atingiu R$750.183 mil, um aumentode 71,14% em comparação com 31 de dezembro de 2005, quando atingiu R$438.340 mil. A variação no saldodecorre basicamente da transferência de valores de longo prazo referente impostos sobre ativos regulatórios,em conformidade a expectativa de recebimento desses ativos através das contas de energia.Juros sobre Capital Próprio e DividendosEm 31 de dezembro de 2006 a conta de Juros sobre Capital Próprio e Dividendos atingiu R$670.712 mil, umaredução de 26,10% em comparação com 31 de dezembro de 2005, quando atingiu R$907.541 mil. A variaçãono saldo decorre do menor lucro líquido em 2006, base de cálculo para apuração dos dividendos. Maioresinformações sobre a variação no lucro líquido podem ser obtidas no item “Comparação dos resultadosoperacionais dos exercícios encerrados em 31 de dezembro de 2005 e 2006” deste Prospecto.Empréstimos e FinanciamentosEm 31 de dezembro de 2006 a conta de Empréstimos e Financiamentos atingiu R$266.981 mil, um aumentode 27,64% em comparação com 31 de dezembro de 2005, quando atingiu R$209.171 mil, refletindo o maiorvolume de dívidas com vencimento no curto prazo no período atual.86

Salários e Encargos SociaisEm 31 de dezembro de 2006 a conta de Salários e Encargos Sociais atingiu R$124.102 mil, um aumento de0,81% em comparação com 31 de dezembro de 2005, quando atingiu R$123.106 mil. O saldo desta conta écomposto basicamente pelas provisões de férias, 13º salário e outros encargos trabalhistas incidentes sobre afolha de pagamento e não apresentou variação relevante entre os períodos comparados.Passivo Regulatório - CVAEm 31 de dezembro de 2006 a conta de CVA atingiu R$328.143 mil, um aumento de 57,61% em comparaçãocom 31 de dezembro de 2005, quando atingiu R$208.195 mil. Este passivo refere-se aos valores pagos pelaEmissora relativos aos custos não controláveis em montantes inferiores a receita concedida pela ANEEL.Desta forma, a Emissora deverá devolver os valores recebidos a maior em contas de energia.Obrigações Pós-EmpregoEm 31 de dezembro de 2006 a conta de Obrigações Pós-Emprego atingiu R$87.369 mil, uma redução de23,94% em comparação com 31 de dezembro de 2005, quando atingiu R$114.866 mil. Esta variação decorreda redução dos valores a pagar pela Emissora no curto prazo referente à amortização das obrigações atuariaiscom benefícios pós-emprego.PASSIVO NÃO CIRCULANTEFornecedoresEm 31 de dezembro de 2006 a conta de Fornecedores atingiu R$220.040 mil, uma redução de 16,69% emcomparação com 31 de dezembro de 2005, quando atingiu R$264.123 mil. Compõem o saldo da conta osvalores a serem repassados aos geradores da RTE recebida pela Emissora em conta de energia. A variação dosaldo decorre da transferência para o curto prazo dos valores a serem pagos aos geradores nos próximos 12meses.Passivo Regulatório - CVAEm 31 de dezembro de 2006 a conta de CVA atingiu R$119.907 mil, um aumento de 280,56% emcomparação com 31 de dezembro de 2005, quando atingiu R$31.508 mil. Este passivo refere-se aos valorespagos pela Emissora relativos aos custos não controláveis em montantes inferiores a receita concedida pelaANEEL. Desta forma, a Emissora deverá devolver os valores recebidos a maior em contas de energia.Empréstimos e FinanciamentosEm 31 de dezembro de 2006 a conta de Empréstimos e Financiamentos atingiu R$1.877.271 mil, umaredução de 2,53% em comparação com 31 de dezembro de 2005, quando atingiu R$1.925.946 mil. A variaçãono saldo decorre da transferência de obrigações para o curto prazo.Impostos, Taxas e ContribuiçõesEm 31 de dezembro de 2006 a conta de Impostos, Taxas e Contribuições atingiu R$174.418 mil, uma reduçãode 71,68% em comparação com 31 de dezembro de 2005, quando atingiu R$615.800 mil. Compõem o saldoda conta os impostos incidentes sobre os ativos regulatórios que são pagos a medida que a Emissora recebe osvalores. A variação no saldo decorre basicamente da transferência para o curto prazo de valores previstos paraserem pagos nos próximos 12 meses, em conformidade à expectativa de realização dos créditos tributários.87

Provisões para ContingênciasEm 31 de dezembro de 2006 a conta de Provisões para Contingências atingiu R$2.664 mil, uma redução de7,66% em comparação com 31 de dezembro de 2005, quando atingiu R$2.885 mil. O saldo refere-sebasicamente a contingências trabalhistas.Obrigações Pós-EmpregoEm 31 de dezembro de 2006 a conta de Obrigações Pós-Emprego atingiu R$890.456 mil, uma redução de4,78% em comparação com 31 de dezembro de 2005, quando atingiu R$935.126 mil. Esta variação decorreda transferência de valores para o curto prazo em função da expectativa de liquidação das obrigações nospróximos 12 meses.Patrimônio LíquidoEm 31 de dezembro de 2006 a conta do Patrimônio Líquido atingiu R$2.349.982 mil, um aumento de 1,66%em comparação com 31 de dezembro de 2005, quando atingiu R$2.311.504 mil. Esta variação decorre dalucratividade apurada no exercício de 2006 líquida dos valores declarados para pagamento referente jurossobre o capital próprio e dividendos.IMPACTO DOS CUSTOS DA OFERTAOs custos incorridos com a presente Oferta não impactarão de forma significativa a situação geral de liquidezda Emissora, bem como sua situação patrimonial. Para mais informações, vide “Informações relativas àOferta - Demonstrativo do Custo da Distribuição”.CAPACIDADE DE PAGAMENTO DA EMISSORAO endividamento da Emissora, em 30 de setembro de 2007, com um custo médio de 7,77% a.a., a preçosconstantes de setembro/2007, tem seu cronograma de amortizações linearmente distribuído ao longo dos anos,com pagamentos de até R$400 milhões, aproximadamente, a partir de 2008, refletindo o esforço empreendidopela Emissora no alongamento do perfil da sua dívida, conforme pode ser observado no gráfico abaixo:Cronograma de Amortizações da DívidaValores em R$ milhõesPosição de setembro/200770060050040030061320010002991392652323264153962420 122007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 a202457Fonte: Companhia88

A análise dos indicadores da tabela abaixo aponta para a qualidade de crédito satisfatória da Emissora,destacada pela posição bastante confortável em relação aos parâmetros usualmente praticados no mercadofinanceiro para os indicadores ali referidos.Indicadores (*) Mar/06 Jun/06 Set/06 Dez/06 Mar/07 Jun/07 Set/07EBITDA / Juros 5,07 4,02 3,78 4,55 4,54 5,48 5,75Dívida / (Pat. Líq. + Dívida) 46% 44% 47% 51% 51% 50% 49%Dívida / EBITDA 1,73 1,98 2,45 1,94 2,15 1,81 1,71(*) Conforme definido em contratos de financiamento celebrados com o ItaúBBAFonte: Companhia89

O SETOR DE ENERGIA ELÉTRICA NO BRASILGERALEm 2006, o MME aprovou um plano de expansão de dez anos de acordo com o qual a capacidade total degeração de energia instalada do Brasil está projetada para aumentar de 93,7 GW em 2006 para 134,7 GW até2015, dos quais 103,7 GW (77,0%) está projetada para ser hidrelétrica, 22,9 GW (17%) para ser termoelétricae 8,1 GW (6,0%) para ser importada por meio do Sistema Elétrico Interligado Nacional.Aproximadamente 39,4% da capacidade instalada de geração de energia dentro do Brasil era, em 31 dedezembro de 2006, de propriedade da Eletrobrás, empresa controlada pelo governo. Por meio de suassubsidiárias, a Eletrobrás é responsável também por 60% da capacidade instalada de transmissão acima de230 kV. Além disso, alguns Estados brasileiros controlam empresas envolvidas na geração, transmissão edistribuição de energia. É o caso da própria CEMIG, da CESP e da COPEL.FUNDAMENTOS HISTÓRICOSA Constituição Federal brasileira determina que o desenvolvimento, uso e venda de energia podem serassumidos diretamente pelo governo ou indiretamente por meio da outorga de concessões, permissões ouautorizações. Historicamente, o Setor de Energia Elétrica do Brasil tem sido dominado pelas concessionáriasde geração, transmissão e distribuição, controladas pelo governo. Nos últimos anos, o governo tomou diversasmedidas para remodelar o Setor de Energia Elétrica. Em geral, essas medidas tiveram como objetivo oaumento do papel do investimento privado e a eliminação das restrições ao investimento estrangeiro,aumentando portanto a concorrência no Setor de Energia Elétrica.Em particular, o governo tomou as seguintes medidas:• a Constituição Federal brasileira foi alterada em 1995 a fim de autorizar o investimento estrangeiro nageração de energia. Antes dessa alteração, todas as concessões de geração eram detidas por uma pessoafísica brasileira, ou por uma sociedade controlada por pessoas físicas brasileiras ou pelo governo;• foi promulgada em 13 de fevereiro de 1995, a Lei nº 8.987, ou a Lei de Concessões, e em 7 de julho de1995, a Lei nº 9.074, ou a Lei do Setor Elétrico, ou a Lei de Concessões de Energia, que juntas:• exigem que todas as concessões para fornecimento de serviços relacionados à energia fossem outorgadaspor meio de processos de leilão público;• gradualmente permitem que certos consumidores de energia com demanda significativa, designadosconsumidores livres, comprassem energia diretamente de fornecedores detentores de uma concessão,permissão ou autorização;• estabelecem a criação de sociedades de geração, ou Produtoras Independentes de Energia, que, por meiode uma concessão, permissão ou autorização, podem gerar e vender por sua própria conta e risco, toda ouparte da energia que geram a consumidores livres, concessionárias de distribuição, agentes decomercialização, entre outros;• concedem a consumidores livres e fornecedores de energia acesso aberto a todos os sistemas dedistribuição e transmissão; e• eliminam a necessidade de uma concessão para construir e operar projetos energéticos com capacidade de1 MW a 30 MW, ou Pequenas Centrais Hidrelétricas.A partir de 1995, parte das participações detidas pela Eletrobrás e por diversos Estados nas empresas degeração e distribuição foi vendida a investidores privados. Simultaneamente, alguns governos estaduaisvenderam também suas participações nas principais empresas de distribuição, inclusive na Emissora.90

Em 1998, foi promulgada a Lei nº 9.648, ou a Lei do Setor Energético, para revisar a estrutura básica do setorelétrico. A Lei do Setor Energético determinou:• o estabelecimento de um órgão auto-regulador responsável pela operação do mercado de energia decurto-prazo, ou o Mercado Atacadista de Energia Elétrica, que substituiu o sistema anterior de preços degeração e contratos de fornecimento regulados;• que as empresas de distribuição e geração firmassem contratos de fornecimento de energia inicial, ou oscontratos iniciais, em geral compromissos do tipo “take or pay”, a preços e volumes aprovados pelaANEEL. O principal objetivo dos contratos iniciais era garantir que as empresas de distribuição tivessemacesso a um fornecimento estável de energia a preços que assegurassem uma taxa mínima de retorno àsempresas de geração durante o período de transição levando ao estabelecimento de um mercado deenergia livre e competitivo;• a criação do ONS - Operador Nacional do Sistema Elétrico, uma entidade de direito privado sem finslucrativos responsável pela administração operacional das atividades de geração e transmissão do SistemaElétrico Interligado Nacional; e• o estabelecimento de processos de licitação pública para concessões para construção e operação de usinasde energia elétrica e instalações de transmissão.Em 2001, o Brasil enfrentou uma grave crise de energia que durou até o fim de fevereiro 2002. Comoresultado, o governo implantou medidas que incluíram:• um programa para racionamento de consumo de energia nas regiões mais adversamente afetadas, a saberas regiões sudeste, centro-oeste e nordeste do Brasil; e• a criação da Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica - GCE, que aprovou uma série de medidasemergenciais que estabeleceram metas para consumo reduzido de energia para consumidoresresidenciais, comerciais e industriais nas regiões afetadas, introduzindo regimes tarifários especiais queincentivavam a redução do consumo de energia.Em março de 2002, a GCE suspendeu as medidas emergenciais e o racionamento de energia em conseqüênciade grandes aumentos no fornecimento (em virtude de um aumento significativo nos níveis dos reservatórios) ede uma redução moderada na demanda, e, dessa forma, o governo promulgou novas medidas em abril de 2002que, entre outras coisas, determinou um reajuste tarifário extraordinário para compensar as perdas financeirasincorridas pelas fornecedoras de energia como resultado do racionamento obrigatório.O governo, por meio do BNDES, lançou o Programa Emergencial e Excepcional de Apoio às Concessionáriasde Serviços Públicos de Distribuição de Energia Elétrica em novembro de 2002, e o Programa de Apoio àCapitalização de Empresas Distribuidoras de Energia Elétrica, ou Programa de Capitalização, em setembro de2003, com o objetivo de oferecer apoio financeiro ao refinanciamento das dívidas das empresas dedistribuição, para compensá-las pela perda de receitas resultante do Racionamento, da desvalorização do realfrente ao dólar norte-americano e dos atrasos na aplicação dos reajustes tarifários durante 2002.Em 15 de março de 2004, o governo promulgou a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico em um esforço parareestruturar o Setor de Energia Elétrica a fim de fornecer incentivos aos agentes privados e públicos paraconstruir e manter capacidade de geração e garantir o fornecimento de energia no Brasil a tarifas moderadaspor meio de processos competitivos de leilões públicos de energia. Essa lei foi regulamentada por inúmerosdecretos a partir de maio de 2004, e está sujeita à regulamentação posterior a ser emitida pela ANEEL e peloMME, conforme detalhado mais adiante.91

CONCESSÕESAs empresas ou consórcios que desejam construir ou operar instalações para geração, transmissão oudistribuição de energia no Brasil devem solicitar ao MME ou à ANEEL, uma concessão, permissão ouautorização, conforme o caso. Concessões dão o direito de gerar, transmitir ou distribuir energia emdeterminada área de concessão por um período determinado. Esse período é de normalmente 35 anos paranovas concessões de geração, e de 30 anos para novas concessões de transmissão ou distribuição. Concessõesexistentes poderão ser renovadas a critério do poder concedente.A Lei de Concessões estabelece, entre outras coisas, as condições que a concessionária deve cumprir aofornecer serviços de energia, os direitos dos consumidores, e obrigações das concessionárias e do poderconcedente. Os principais dispositivos da Lei de Concessões estão resumidos como segue:• Serviço adequado. A concessionária deve prestar adequadamente serviço regular, contínuo, eficientee seguro.• Uso de terrenos. A concessionária poderá usar terrenos públicos ou solicitar que o poder concedentedesaproprie terrenos privados necessários à prestação dos serviços em benefício da concessionária.Em tal caso, a concessionária deve indenizar os proprietários dos terrenos desapropriados.• Responsabilidade objetiva. A concessionária é objetivamente responsável pelos danos diretos eindiretos resultantes da prestação inadequada dos serviços de distribuição de energia, tal comointerrupções abruptas no fornecimento e variações na voltagem.• Alterações na participação controladora. O poder concedente deve aprovar previamente qualqueralteração direta ou indireta de participação controladora na concessionária.• Intervenção pelo poder concedente. O poder concedente poderá intervir na concessão a fim degarantir o desempenho adequado dos serviços e o cumprimento integral das disposições contratuais eregulatórias. Dentro de 30 dias da data do decreto autorizando a intervenção, o poder concedentedeve dar início a um processo administrativo em que a concessionária tem direito de contestar aintervenção. Durante o processo administrativo, um interventor nomeado pelo poder concedentepassa a ser responsável pela manutenção da prestação dos serviços e da própria a concessão. Caso oprocesso administrativo não seja concluído dentro de 180 dias da data do decreto, a intervenção cessae a administração da concessão é devolvida à concessionária. A administração da concessão étambém devolvida à concessionária se o interventor decidir não terminar a concessão.• Término antecipado da concessão. O término do contrato de concessão poderá ser antecipado pormeio de encampação ou caducidade. Encampação consiste no término prematuro de uma concessãopor razões relacionadas ao interesse público que devem ser expressamente declaradas por lei. Acaducidade deve ser declarada pelo poder concedente depois de a ANEEL ou o MME ter emitido umdespacho administrativo final atestando que a concessionária, entre outras coisas, (1) deixou deprestar serviços adequados ou de cumprir a legislação ou regulamentação aplicável, ou (2) não temmais capacidade técnica, financeira ou econômica para fornecer serviços adequados. Aconcessionária pode contestar a encampação ou caducidade em juízo. A concessionária tem direito àindenização por seus investimentos em ativos reversíveis que não tenham sido integralmenteamortizados ou depreciados, após dedução de quaisquer multas e danos devidos pela concessionária.• Término por decurso do prazo. Quando a concessão expira, todos os ativos, que são relacionados àprestação dos serviços de energia revertem ao governo. Depois do término, a concessionária temdireito de indenização por seus investimentos em ativos revertidos que não tenham sidointegralmente amortizados ou depreciados.Para informações referentes aos contratos de concessão, ver “Os Negócios da Emissora - Contratos deConcessão da Emissora” deste Prospecto.92

MULTASA regulamentação da ANEEL prevê a imposição de sanções contra os agentes do setor e classifica as multascom base na natureza e severidade da infração (inclusive advertências, multas, suspensão temporária dodireito de participar de processos de licitação para novas concessões, permissões ou autorizações ecaducidade). Para cada infração, as multas podem chegar a até dois por cento da receita (líquida de impostos)da concessionária no período de 12 meses. Algumas infrações que podem resultar em multas referem-se àfalha das concessionárias em solicitar a aprovação da ANEEL, inclusive:• celebração de contratos entre partes relacionadas;• venda ou cessão de ativos relacionados aos serviços prestados assim como a imposição de qualquerônus sobre esses ativos; e• alterações no controle societário direto ou indireto.PRINCIPAIS AUTORIDADESMinistério de Minas e Energia - MMEApós a aprovação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, o Governo Federal, atuando basicamente pormeio do MME, assumiu certas obrigações que estavam previamente sob a responsabilidade da ANEEL,destacando-se a outorga de concessões e a emissão de instruções regulando o processo de licitação paraconcessões referentes aos serviços públicos.Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEELO Setor de Energia Elétrica do Brasil está também regulado pela ANEEL. Depois da promulgação da Lei doNovo Modelo do Setor Elétrico, a principal responsabilidade da ANEEL passou a ser de regular esupervisionar o Setor de Energia Elétrica em linha com a política a ser ditada pelo MME. As atuaisresponsabilidades da ANEEL incluem, entre outras:• administrar concessões para atividades de geração, transmissão e distribuição de energia, inclusivecom a aprovação de tarifas;• supervisionar a prestação de serviços pelas concessionárias e impor as multas aplicáveis;• promulgar normas para o setor elétrico;• implantar e regular a exploração de fontes de energia, inclusive o uso de energia hidrelétrica;• promover licitações para novas concessões;• resolver disputas administrativas entre os agentes do setor; e• definir os critérios e a metodologia para determinação de tarifas de transmissão.Conselho Nacional de Política de Energia - CNPEEm agosto de 1997, o Conselho Nacional de Política Energética – CNPE foi criado para assessorar oPresidente da República no desenvolvimento da política nacional de energia. O CNPE é presidido pelo MME,e a maioria de seus membros é formada por ministros do governo. O CNPE foi criado para otimizar o uso dosrecursos de energia do Brasil e para garantir o fornecimento de energia no País.93

Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONSCriado em 1998, o ONS é uma entidade de direito privado sem fins lucrativos constituída por geradores,transmissores, distribuidores, consumidores livres e comercializadores. A Lei do Novo Modelo do SetorElétrico concedeu ao governo poder para indicar três diretores para a Diretoria Executiva do ONS. O papelbásico do ONS é coordenar e controlar as operações de geração e transmissão do Sistema Elétrico InterligadoNacional, sujeito à regulamentação e supervisão da ANEEL.Os objetivos e as principais responsabilidades do ONS incluem:• planejamento operacional para o setor de geração;• organização do uso do Sistema Elétrico Interligado Nacional e interligações internacionais;• garantir aos agentes do setor acesso à rede de transmissão de maneira não discriminatória;• assistência na expansão do sistema energético;• propor ao MME os planos e diretrizes para extensões da Rede; e• apresentação de regras para operação do sistema de transmissão para aprovação da ANEEL.Mercado Atacadista de Energia - MAE e a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEEOriginalmente uma entidade auto-regulada, o órgão de mercado, a partir de 2002, passou a estar sujeito àautorização, supervisão e regulamentação da ANEEL. O Mercado Atacadista de Energia (MAE) eraresponsável pela contabilização e pela liquidação das diferenças no mercado de energia de curto prazo entreseus agentes participantes.Em 12 de agosto de 2004, o Governo editou um decreto estabelecendo a regulamentação aplicável à novaCâmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) e, dessa forma, em 10 de novembro de 2004 o MAEfoi sucedido pela CCEE e suas atividades e ativos foram absorvidos por esse novo órgão de mercado. Talcomo o MAE, a CCEE é constituída por agentes de geração, distribuição, comercialização e consumidoreslivres.Um dos principais papéis da CCEE é realizar leilões públicos no Ambiente de Contratação Regulada, talcomo o leilão realizado em 7 de dezembro de 2004. Além disso, a CCEE é responsável, entre outras coisas,por (1) registrar os contratos de comercialização de energia no Ambiente de Contratação Regulada, oscontratos resultantes de contratações de ajustes e os contratos celebrados no Ambiente de Contratação Livre, e(2) contabilizar e liquidar as transações de curto prazo.Empresa de Pesquisa Energética - EPECriada em agosto de 2004, a Empresa de Pesquisa Energética, ou EPE é responsável por conduzir pesquisasestratégicas no Setor de Energia Elétrica, inclusive com relação à energia elétrica, petróleo, gás, carvão efontes energéticas renováveis. As pesquisas realizadas pela EPE serão usadas para subsidiar o MME em seupapel de elaborador de programas para o setor energético nacional.Comitê de Monitoramento do Setor de EnergiaA Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico autorizou a criação do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico,ou CMSE, que atua sob a direção do MME. O CMSE é responsável pelo monitoramento das condições defornecimento do sistema e pela indicação das providências necessárias para a correção de problemasidentificados.94

O NOVO MODELO PARA O SETORSumárioA Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico introduziu alterações relevantes na regulamentação do setor elétricobrasileiro visando (1) fornecer incentivos aos agentes privados e públicos para construir e manter capacidadede geração e (2) garantir o fornecimento de energia no Brasil a tarifas módicas por meio de processos deleilões públicos de energia elétrica. As principais características trazidas por esta Lei do Novo Modelo doSetor Elétrico foram as seguintes:Criação de dois ambientes paralelos para comercialização de energia, com (1) um para empresas dedistribuição, chamado Ambiente de Contratação Regulada; e (2) um outro mercado para consumidores livrese empresas de comercialização de energia, em que será permitida a concorrência, chamado de Ambiente deContratação Livre.Restrições a certas atividades de distribuidoras, de forma a garantir que estejam voltadas apenas a seuprincipal negócio, a fim de assegurar serviços mais eficientes e confiáveis a seus consumidores.Restrição ao self-dealing, para fornecer um incentivo para que distribuidoras contratem energia a preços maisbaixos disponíveis, ao invés de comprar energia de partes relacionadas.Cumprimento dos contratos assinados antes da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, a fim de proporcionarestabilidade às transações realizadas antes de sua promulgação.Proibição das distribuidoras venderem eletricidade aos consumidores livres a preços não regulados.Proibição das distribuidoras exercerem atividades de geração ou transmissão de energia elétrica, bem comoparticiparem em outras sociedades de forma direta ou indireta.Exclusão da Eletrobrás e suas subsidiárias do Plano Nacional de Desestatização, programa criado pelogoverno em 1990 visando promover o processo de privatização das empresas estatais.Contestações à Constitucionalidade da Lei do Novo Modelo do Setor ElétricoO Novo Modelo do Setor Elétrico, instituído pela Medida Provisória nº 144, editada em 10 de dezembro de2003 - posteriormente convertida pelo Congresso Nacional na Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, tevesua constitucionalidade contestada perante o Supremo Tribunal Federal (STF), por meio de ações diretas deinconstitucionalidade, ajuizadas em dezembro de 2003 (ADIs nº 3090 e 3100) pelo Partido da SocialDemocracia Brasileira e Partido da Frente Liberal respectivamente.Os autores das ações alegavam invalidade da Medida Provisória em face do disposto no artigo 246 daConstituição Federal, segundo o qual é proibida a adoção de medida provisória na regulamentação dedispositivo constitucional cuja redação tenha sido “alterada por meio de emenda promulgada entre 1º dejaneiro de 1995 até a promulgação desta emenda” (Emenda 32, de 11 de setembro de 2001). Segundo a teseda ação, a Medida Provisória teria regulamentado o art. 176 §1º da Constituição Federal, alterado pelaEmenda Constitucional nº 6, de 15 de agosto de 1995.Em 11 de outubro de 2006, o STF julgou em medida liminar, por 7 votos a 4, que a edição da MedidaProvisória 144 para reger o setor elétrico não confrontava com o artigo 246 da Constituição Federal. Oentendimento do STF foi que o art. 176, §1º não foi substancialmente alterado quanto à possibilidade deconcessões para exploração e aproveitamento dos potenciais de energia hidráulica e que a emenda àConstituição realizada não tinha por objetivo proibir o uso de MPs para regulamentar o setor elétrico.95

Não obstante o julgamento da medida liminar considerar o novo modelo válido, não foi apreciado o mérito daação e uma decisão final sobre o tema depende do voto favorável da maioria dos Ministros do SupremoTribunal Federal, em sessão cujo quorum mínimo seja de 8 ministros (neste caso, com maioria qualificada de6 ministros). Não existe ainda uma decisão sobre este mérito e, portanto, a Lei do Novo Modelo do SetorElétrico continua em vigor. Independentemente da decisão do Supremo Tribunal Federal, acreditamos quecertas disposições da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico relacionadas à proibição da prática de atividadesnão atinentes à distribuição de energia elétrica pelas distribuidoras, incluindo vendas de energia elétrica paraconsumidores livres, e a eliminação do direito à auto-contratação, continuem em vigor.Se a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico for considerada inconstitucional pelo Supremo Tribunal Federal,o marco regulatório introduzido pela Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico poderá perder a sua eficácia,gerando incertezas a respeito de quando e como o Governo Federal introduzirá novas mudanças no setorelétrico.Coexistência de Dois Ambientes de Contratação de EnergiaOs negócios de compra e venda de energia são atualmente realizados em dois mercados: (1) o Ambiente deContratação Regulada, que inclui a contratação de energia elétrica pelas empresas de distribuição por meio deleilões para o atendimento a todo o seu mercado e (2) Ambiente de Contratação Livre, que inclui compras deenergia por agentes não regulados tais como consumidores livres e comercializadores.A energia gerada por (1) projetos de geração de baixa capacidade localizados próximos aos pontos deconsumo (tais como usinas de co-geração e pequenas centrais hidrelétricas), (2) usinas qualificadas de acordocom o PROINFA, e (3) Itaipu, não estarão sujeitos a processo de leilão para fornecimento de energia aoAmbiente de Contratação Regulada. A energia gerada por Itaipu é comercializada pela Eletrobrás e osvolumes que devem ser comprados por cada concessionária de distribuição são estabelecidos por meio dequotas definidas pela ANEEL. A tarifa pela qual a energia gerada por Itaipu é comercializada é denominadaem dólar norte-americano e estabelecida conforme tratado firmado entre Brasil e Paraguai. Comoconseqüência, a tarifa de Itaipu aumenta ou diminui, em conformidade com a variação da taxa de dólar norteamericano/real.Alterações no preço da energia gerada por Itaipu estão, entretanto, sujeitas ao mecanismo deressarcimento das variações dos custos da Parcela A, discutido abaixo em "Tarifas de Distribuição.”Desverticalização do Setor ElétricoA desverticalização no setor de energia elétrica é um processo aplicável às empresas que atuam de formaverticalmente integrada, tendo como objeto a segregação das atividades de geração, transmissão e distribuiçãode energia elétrica e vem sendo implementada no Brasil desde 1995. Basicamente, o processo dedesverticalização tem como objetivos (i) evitar a existência de subsídios cruzados entre as atividades degeração, transmissão e distribuição de energia elétrica, isto é, evitar que as tarifas auferidas por uma dasreferidas atividades subsidiem qualquer das demais e (ii) efetivar e estimular a competição no setor elétriconos segmentos nos quais a competição é possível (geração e comercialização), bem como aprimorar o sistemade regulação dos segmentos nos quais há monopólio de rede (transmissão e distribuição).A Lei do Novo Modelo de Setor Elétrico, que dispõe sobre a comercialização de energia elétrica, determinaque as concessionárias, permissionárias e autorizadas de serviço público de distribuição de energia elétricaque atuem no SIN, não poderão desenvolver atividades: (i) de geração; (ii) de transmissão, (iii) de venda deenergia a consumidores cuja carga seja igual ou maior que 3.000 kW que tenham exercido a opção de comprade energia elétrica, atendidos em qualquer tensão, conforme as condições previstas nos arts. 15 e 16, da Lei nº9.074, de 7 de julho de 1995 “Consumidores Livres”; (iv) de participação em outras sociedades, direta ouindiretamente; ou (v) estranhas ao objeto social, exceto nos casos previstos em lei e nos respectivos contratosde concessão. Tais restrições não se aplicam (i) ao fornecimento de energia a sistemas elétricos isolados; (ii)ao atendimento de seu próprio mercado desde que inferior a 500GWh/ano e (iii) na captação, aplicação ouempréstimo destinados à própria distribuidora ou a sociedade do mesmo grupo econômico, mediante préviaanuência da ANEEL. As atividades estranhas aos serviços públicos de distribuição de energia elétricadesenvolvidas por concessionárias de acordo com os respectivos contratos de concessão deverão ser incluídascomo fontes alternativas de receita da concessionária e os rendimentos advindos de tais atividades serãoconsiderados para a determinação dos valores das tarifas aplicáveis, com vistas à modicidade tarifária dosserviços de energia elétrica.96

Da mesma forma, as concessionárias e as autorizadas de geração que atuem no SIN não poderão ser coligadasou controladoras de sociedades que desenvolvam atividades de distribuição de energia elétrica no SIN.A CEMIG completou seu processo de desverticalização em 2005. Para informações sobre o Processo deDesverticalização da CEMIG vide Seção “Desverticalização” deste Prospecto.AMBIENTE DE CONTRATAÇÃO REGULADANo Ambiente de Contratação Regulada, empresas de distribuição compram energia para consumidores cativospor meio de leilões públicos regulados pela ANEEL, e operacionalizados pela CCEE. Compras de energiaserão feitas por meio de dois tipos de contratos: (1) Contratos de Quantidade de Energia, e (2) Contratos deDisponibilidade de Energia.De acordo com o Contrato de Quantidade de Energia, a geradora compromete-se a fornecer determinadovolume de energia e assume o risco de que esse fornecimento de energia seja afetado por condiçõeshidrológicas e níveis baixos dos reservatórios. De acordo com o Contrato de Disponibilidade de Energia, ageradora compromete-se a disponibilizar um volume específico de capacidade ao Ambiente de ContrataçãoRegulada. Nesse caso, a receita da geradora está garantida e possíveis riscos hidrológicos são imputados àsdistribuidoras. Entretanto, eventuais custos adicionais incorridos pelas distribuidoras serão repassados aosconsumidores. Juntos, esses contratos constituem os CCEAR.De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, a previsão de mercado de cada Distribuidora é oprincipal fator na determinação do volume de energia a ser contratado pelo sistema. De acordo com o novomodelo, as distribuidoras são obrigadas a contratar 100% de suas necessidades projetadas de energia, e nãomais os 95% estabelecidos pelo modelo anterior. O não atendimento da totalidade dos seus mercados poderesultar em multas para as distribuidoras. Ver “Fatores de Risco––Riscos Relacionados ao Setor de EnergiaElétrica”.De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, as empresas de distribuição possuem o direito derepassar aos seus consumidores os custos relacionados à energia que compram por meio de leilões públicosassim como quaisquer tributos e encargos do setor relacionados a tais leilões.AMBIENTE DE CONTRATAÇÃO LIVRENo Ambiente de Contratação Livre a energia elétrica é comercializada entre concessionárias de geração,Produtores Independentes de Energia, auto-produtores, agentes de comercialização, importadores de energia econsumidores livres.Consumidores potencialmente livres são aqueles cuja demanda excede 3 MW, em tensão, igual ou superior a69 kV ou em qualquer nível de tensão, se o fornecimento começou após 7 de julho de 1995. Além disso,consumidores com demanda contratada igual ou superior a 500 kW ou mais poderão ser servidos porfornecedores, que não sua empresa local de distribuição, contratando energia de fontes energéticasalternativas, tais como energia eólica, biomassa ou pequenas centrais hidrelétricas.Uma vez que um consumidor tenha optado pelo Ambiente de Contratação Livre, este somente poderá retornarao ambiente regulado se notificar seu distribuidor local com cinco anos de antecedência, ou em menor prazo acritério do distribuidor. Tal exigência prévia busca garantir que, se necessário, a construção de nova geraçãoeficiente em termos de custo possa ser finalizada a fim de atender o regresso de consumidores livres aoAmbiente de Contratação Regulada. Para fins de minimizar os efeitos de perdas resultantes de consumidoresque escolhem se tornar consumidores livres, as distribuidoras podem reduzir o montante de energia existentecontratado junto às geradoras de acordo com o volume de energia que não irão mais distribuir aosconsumidores livres. Geradoras estatais podem vender energia a consumidores livres, mas diferentemente dasgeradoras privadas, são obrigadas a fazê-lo por meio de um processo público, que garante transparência eacesso igual a todas as partes interessadas.97

Atualmente, clientes cativos atendidos em alta tensão compram energia a preços subsidiados. Esse subsídio,conhecido por “subsídio cruzado”, começou a ser gradualmente retirado a partir de julho de 2003 e foitotalmente eliminado até 2007.O risco de perda de consumidores livres foi bastante minimizado a partir de 2005. A maior parte dosconsumidores potencialmente livres da Emissora optou pelo mercado livre, comprando energia da CEMIGGT. Nesse sentido, o mercado da Emissora, em 30 de junho de 2007, era composto por parcela deconsumidores industriais potencialmente livres, parcela esta equivalente a 14,2% do mercado total daEmissora.Eliminação do self-dealingUma vez que a compra de energia para consumidores cativos será realizada no Ambiente de ContrataçãoRegulada, a contratação entre partes relacionadas (self-dealing), por meio da qual as distribuidoras podematender até 30% de suas necessidades de energia por meio da energia adquirida de empresas afiliadas, nãoserá mais permitida, exceto no contexto dos contratos que foram devidamente aprovados pela ANEEL antesda promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico.Contratos Assinados Antes da Lei do Novo Modelo do Setor ElétricoA Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico estabelece que contratos assinados por empresas de distribuição eaprovados pela ANEEL antes da edição da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico não podem ser alteradosem seus prazos, preços ou volumes já contratados, com exceção dos contratos iniciais, conforme descritoabaixo.Durante o período de transição (1998-2005) para o mercado de energia livre e competitivo estabelecido pelalegislação anterior, a compra e venda de energia entre concessionárias de geração e de distribuição ocorria pormeio dos contratos iniciais. O objetivo do período de transição era permitir a introdução gradual daconcorrência no setor e proteger os participantes do mercado contra a exposição aos preços do mercado decurto prazo, potencialmente voláteis. Durante esse período, os contratos iniciais foram reduzidos em 25% acada ano, a partir de 2003, finalizando em 31 de dezembro de 2005.De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, as empresas de geração podem comercializar suaenergia não contratada no Ambiente de Contratação Regulada ou no Ambiente de Contratação Livre. Com ovencimento dos contratos iniciais no fim de 2005, toda a energia descontratada passou a ser negociada noAmbiente de Contratação Regulada ou no Ambiente de Contratação Livre.Compras de Energia de acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor ElétricoEm 30 de julho de 2004, o governo editou regulamentação relativa à compra e venda de energia no Ambientede Contratação Regulada e no Ambiente de Contratação Livre, assim como a outorga de autorizações econcessões para projetos de geração de energia. Essa regulamentação inclui regras referentes aos leilões, aoscontratos de comercialização de energia e ao método de repasse de custos aos consumidores finais.A regulamentação determina que todos os agentes compradores de eletricidade devem contratar toda ademanda de energia necessária para o atendimento de 100% de seus mercados ou cargas de acordo com asdiretrizes do novo modelo. Os agentes vendedores de energia devem fornecer suporte comprobatório (lastro)ligando a energia a ser vendida às instalações de geração de energia existentes ou planejadas. Os agentes quenão cumprirem tais exigências estão sujeito a multas impostas pela ANEEL.A partir de 2005, todas as empresas de distribuição passaram a ser obrigadas a notificar ao MME, até 1º deagosto de cada ano, a respeito de sua demanda estimada de energia para cada um dos cinco anossubseqüentes, para que o MME estabeleça o montante total de energia a ser comercializado no Ambiente deContratação Regulada. Além disso, as empresas de distribuição passaram a ser obrigadas a especificar a partedo montante que pretendem contratar para atender seus consumidores potencialmente livres.98

A nova regulamentação determina que as empresas de distribuição de energia cumpram suas obrigações defornecimento de energia basicamente por meio de leilões públicos, em conformidade com os procedimentosdescritos neste Prospecto em “O Leilão de 2004” e “Leilões Subseqüentes”, abaixo.Além desses leilões, a empresa de distribuição compra compulsoriamente energia de (1) projetos de geração deenergia participantes do PROINFA e (2) Itaipu Binacional. Adicionalmente, a empresa pode ainda comprar energiade geração distribuída, ou seja, de empresas de geração ligadas diretamente à rede da empresa de distribuição.Os Leilões de Energia ExistenteEm 7 de dezembro de 2004, a CCEE realizou o primeiro leilão de energia existente com base nas condiçõesestabelecidas pela Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico.O leilão foi realizado em duas fases, por meio de um sistema eletrônico. Na primeira fase, as negociaçõesocorreram em rodadas múltiplas, em cada uma das quais os vendedores de energia ofereceram blocos deenergia a um preço específico (preço vigente) a serem entregues dentro de um prazo proposto. Os tamanhosdos blocos de energia e seus respectivos prazos de entrega foram estabelecidos antecipadamente pelo MME.A primeira fase cessou quando nenhuma oferta para vender foi feita em uma rodada e os preços vigentesforam iguais ou inferiores aos preços de reserva (teto permitido pelo MME para a celebração dos contratos).A segunda fase teve uma única rodada, em que os vendedores que fizeram ofertas válidas na primeira fasepuderam fazer novas ofertas para cada bloco de energia.Depois da conclusão do leilão de 2004, as empresas de distribuição e as vendedoras celebraram os CCEARsestabelecendo as condições, os preços e os montantes de energia contratados. As distribuidoras também foramobrigadas a apresentar garantias financeiras. De acordo com os termos do Contrato de Constituição deGarantia, as compradoras disponibilizarão recebíveis em um montante igual a 110% do montante médio dasúltimas três faturas do CCEAR.Leilões SubseqüentesOs leilões de energia para novos projetos de geração serão realizados (1) cinco anos antes da data da entregainicial (mencionados como leilões “A-5”), e (2) três anos antes da data da entrega inicial (mencionados comoleilões “A-3”). Haverá também leilões de energia de empreendimentos existentes de geração de energia (1)realizados um ano antes da data da entrega inicial (mencionados como leilões “A-1”) e (2) realizados nomáximo quatro meses antes da data da entrega (mencionados como “ajustes de mercado”). Os editais para osleilões serão preparados pela ANEEL, em conformidade com as diretrizes estabelecidas pelo MME.Cada empresa de geração vencedora nos leilões assinará um contrato de compra de energia com cada empresa dedistribuição, participante do mesmo. O montante de energia vendido pela geradora é dividido proporcionalmentepela quantidade demandada de cada distribuidora no referido leilão, obtendo-se desta forma o montante de energiavinculado a cada contrato. A única exceção a essas regras refere-se ao leilão de ajuste de mercado, em que oscontratos serão entre empresas vendedoras específicas e empresas de distribuição. O CCEAR de ambos os leilões“A-5” e “A-3” terá uma duração entre 15 e 30 anos, e o CCEAR dos leilões “A-1” terá uma duração entre 5 e 15anos. Contratos resultantes dos leilões de ajuste do mercado serão limitados a uma duração de dois anos.Em abril de 2005, foi realizado o segundo Leilão de Energia Existente. Foi vendido no Leilão um total de1.325 MW médios, correspondentes a apenas 23% da energia inicialmente prevista pelo MME para 2008. Talenergia foi vendida a um preço médio de R$83,13/MWh. O prazo do contrato foi estipulado em 8 anos comsuprimento de 01.01.2008 à 31.12.2015.Em outubro de 2005, foram realizados o terceiro e o quarto Leilões de Energia Existente com preços médiosde R$63,0/MWh para entrega de energia entre 2006 e 2008 e R$95,0/MWh para entrega de energia entre2009 e 20016. O primeiro com prazo de duração de 3 anos com suprimento de 01/01/2006 à 31/12/2008, e osegundo com prazo de duração de oito anos com suprimento de 01/01/2009 à 31/12/2016.99

Os resultados da compra de energia pela Emissora nos Leilões de Energia Existente promovidos pela CCEEencontram-se no quadro abaixo:Ano de início de fornecimentoResultados 2005 2006 2007 2008Emissora (Compra)Volume (MW médios) 530 919 0 105Prazo (Anos) 8 8 0 8Preço (R$/ MWh) 57,51 67,33 0 83,13Fonte: CompanhiaEm 16 de dezembro de 2005, foi realizado o primeiro Leilão de Energia Nova. O prazo de duração doscontratos é de 30 anos para energia hidráulica e de 15 anos para energia térmica. Os resultados da compra deenergia pela Emissora no Leilão de energia nova podem ser vistos no quadro a seguir.Ano 2008 2009 2010HidráulicaVolume (MW médios) 4,5 3,2 92,0Prazo do Contrato (anos) 30 30 30Preço (R$/MWh) 106,95 113,89 114,83TérmicaVolume (MW médios) 35,3 58,8 89,0Prazo do Contrato (anos) 15 15 15Preço (R$/MWh) 132,26 129,26 121,81TotalVolume (MW médios) 39,8 62,0 181,0Preço (R$/MWh) 127,15 127,77 117,11Fonte: CompanhiaO segundo Leilão de Energia Nova foi realizado no dia 29 de junho de 2006, sendo este um leilão A-3. Assimcomo no primeiro leilão, a duração dos contratos é de 30 anos para fontes hidráulicas e 15 anos para fontestérmicas. O quadro abaixo traz os resultados da compra de energia pela Emissora:Ano 2009HidráulicaVolume (MW médios) 60,4Prazo do Contrato (anos) 30Preço (R$/MWh) 126,77TérmicaVolume (MW médios) 38,43Prazo do Contrato (anos) 15Preço (R$/MWh) 132,39TotalVolume (MW médios) 98,83Preço (R$/MWh) 128,13Fonte: Companhia100

Em outubro de 2006, ocorreu o terceiro Leilão de Energia Nova, sendo este um leilão A-5, para entrega apartir de 2011, sendo que a duração dos contratos é de 30 anos para fontes hidráulicas e 15 anos para fontestérmicas. O quadro abaixo traz os resultados da compra de energia pela Emissora:Ano 2011HidráulicaVolume (MW médios) 24,71Prazo do Contrato (anos) 30Preço (R$/MWh) 120,86TérmicaVolume (MW médios) 23,24Prazo do Contrato (anos) 15Preço (R$/MWh) 137,44TotalVolume (MW médios) 47,95Preço (R$/MWh) 128,90Fonte: CompanhiaEm dezembro de 2006, ocorreu o quinto Leilão de Energia Existente, sendo fixado prazo de duração de 8anos, com início de suprimento em janeiro de 2007.Em junho de 2007, ocorreu o 1º Leilão de Fontes Alternativas, para entrega a partir de 2010, e duração doscontratos de 30 anos para fontes hidráulicas e 15 anos para fontes térmicas. Esse leilão foi regulamentado peloDecreto 6.048, de 27 de fevereiro de 2007, tendo por objetivo ser um dos mecanismos para atendimento domercado consumidor das concessionárias de distribuição. O quadro abaixo mostra o resultado da compra deenergia pela Emissora nesse leilão:Ano 2010HidráulicaVolume (MW médios) 20,12Prazo do Contrato (anos) 30Preço (R$/MWh) 134,99TérmicaVolume (MW médios) 61,23Prazo do Contrato (anos) 15Preço (R$/MWh) 138,85TotalVolume (MW médios) 81,35Preço (R$/MWh) 137,32Fonte: Companhia101

Em julho de 2007 ocorreu o quarto Leilão de Energia Nova, sendo este um leilão A-3, para entrega a partir de2010, com a duração dos contratos de 30 anos para fontes hidráulicas e 15 anos para fontes térmicas. Oresultado desse leilão mostrou que apenas energia de fonte térmica foi comercializada. O quadro abaixo trazos resultados da compra de energia pela Emissora:Ano 2010TérmicaVolume (MW médios) 431,17Prazo do Contrato (anos) 15Preço (R$/MWh) 134,67Fonte: CompanhiaEm setembro de 2007, no sexto Leilão de Ajustes, a Emissora comprou energia apenas para o ano de 2008com as seguintes características:Ano 2008TérmicaVolume (MW médios) 3,50Prazo do Contrato (anos) 1Preço (R$/MWh) 138,74Fonte: CompanhiaEm outubro de 207 ocorreu o quinto Leilão de Energia Nova, sendo este um leilão A-5, para entrega deenergia a partir de 2012, com duração dos contratos de 30 anos para fontes hidráulicas e 15 anos para fontestérmicas. O quadro abaixo traz os resultados da compra de energia pela Emissora:Ano 2012HidráulicaVolume (MW médios) 56,566Prazo do Contrato (anos) 30Preço (R$/MWh) 129,14TérmicaVolume (MW médios) 126,344Prazo do Contrato (anos) 15Preço (R$/MWh) 128,37TotalVolume (MW médios) 182,910Preço (R$/MWh) 128,73Fonte: CompanhiaRedução do Nível de Energia ContratadaO Decreto Nº 5.163, de 30 de julho de 2004, que regula a comercialização de energia de acordo com a Lei doNovo Modelo do Setor Elétrico, permite que empresas de distribuição reduzam seus CCEARs de energiaexistente (1) para compensar a saída de consumidores potencialmente livres do Ambiente de ContrataçãoRegulada, conforme declaração de necessidade de contratação encaminhada ao MME, (2) até 4% ao ano domontante inicialmente contratado devido a desvios das projeções estimadas do mercado, a critério dasempresas de distribuição, começando dois anos após a demanda inicial de energia ter sido declarada e (3) nahipótese de aumentos nos montantes de energia adquirida nos termos dos contratos firmados antes de 17 demarço de 2004.102

As circunstâncias em que a redução do nível de energia contratada ocorrerá serão devidamente estabelecidasnos CCEARs, e poderão ser exercidas a critério exclusivo da empresa de distribuição e em conformidade comas disposições descritas acima e regulamentação da ANEEL.Limitação de RepasseAs regras estabelecem também limites para repasse dos custos com a compra de energia aos consumidoresfinais. O Valor Anual de Referência (VR), que corresponde à média ponderada dos preços da energia nosleilões “A-5” e “A-3” calculado para todas as empresas de distribuição, cria um incentivo para empresas dedistribuição contratarem suas necessidades de energia nos leilões “A-5” que, acredita-se, terão preçosinferiores aos dos leilões “A-3”. O VR será aplicado nos primeiros três anos dos contratos de comercializaçãode energia dos novos projetos de geração de energia. Do quarto ano em diante, os custos de aquisição daenergia desses projetos serão integralmente repassados. O decreto estabelece as seguintes restrições nacapacidade de empresas de distribuição de repassar os custos aos consumidores:• não repasse dos custos referentes aos volumes que excedam 103% da carga anual de fornecimento;• repasse limitado dos custos para compras de energia feitas em um leilão “A-3”, se o volume daenergia adquirida• exceder 2% da demanda verificada 2 anos antes (ou seja, em “A-5”);• repasse limitado dos custos de aquisição de energia de novos projetos de geração de energia se ovolume recontratado por meio de CCEARs de instalações existentes de geração estiver abaixo do“Limite Inferior de Contratação” definido pelo Decreto Nº 5.163/04;• de 2006 a 2009, compras de energia das instalações existentes no leilão “A-1” estão limitadas a 1%da demanda das empresas de distribuição. Se a energia adquirida no leilão “A-1” exceder este limitede 1%, o repasse de custos da parcela excedente aos consumidores finais está limitado a 70% dovalor médio de tais custos de aquisição de energia gerada pelas instalações existentes de geração. OMME estabelecerá o preço máximo de aquisição para a energia gerada pelos projetos existentes;• se as distribuidoras não cumprirem a obrigação de contratarem integralmente suas demandas, orepasse dos custos de energia adquirida no mercado de curto-prazo será equivalente ao menor valorentre o PLD (Preço de Liquidação das Diferenças);• repasse limitado ao VR dos leilões de ajuste, sendo que o montante contratado não poderá exceder a1% da carga total contratada;• repasse limitado ao VR da contratação de energia elétrica proveniente da geração distribuída, cujomontante contratado não poderá exceder a 10% da carga do agente de distribuição.Índice para Repasse de Energia Fornecida por ItaipuA ANEEL determina anualmente o Índice para Repasse de Energia Fornecida por Itaipu, em dólar norteamericano.Em dezembro de 2004, o índice para o exercício de 2005 foi estabelecido em um montante igual aUS$19,2071/kW, e em dezembro de 2005 o índice para o exercício de 2006 foi estabelecido em um montanteigual a US$21,5311/kW. Em dezembro de 2006, o índice para o exercício de 2007 foi estabelecido em ummontante igual a US$23,7524/kW. A ANEEL ainda não divulgou o índice para o exercício de 2008.103

LIMITAÇÕES À PARTICIPAÇÃOEm 2000, a ANEEL estabeleceu novos limites à concentração de certos serviços e atividades no setorenergético. De acordo com esses limites, com exceção de empresas que participam do Programa Nacional deDesestatização (que precisam apenas cumprir tais limites desde que sua reestruturação societária final sejaconsumada) nenhuma empresa de energia poderá (1) deter mais de 20% da capacidade instalada do Brasil,25% da capacidade instalada das regiões Sul/Sudeste/Centro-Oeste ou 35% da capacidade instalada dasregiões Norte/Nordeste, exceto se tal porcentagem corresponder à capacidade instalada de uma única usina degeração, (2) deter mais de 20% do mercado de distribuição do Brasil, 25% do mercado de distribuição dasregiões Sul/Sudeste/Centro-Oeste ou 35% do mercado de distribuição das regiões Norte/Nordeste, exceto nahipótese de um aumento na distribuição de energia excedendo as taxas de crescimento nacionais ou regionaise (3) deter mais de 20% do mercado de comercialização final do sistema elétrico nacional, 20% do mercadode comercialização intermediária do sistema elétrico nacional, ou 25% da soma das porcentagens departicipação nas comercializações final e intermediária.CAPACIDADE DE GERAÇÃOAs Usinas Hidrelétricas geram, aproximadamente, 90% de toda a energia elétrica produzida no Brasil. Orestante da produção é gerado por usinas termelétricas que utilizam gás natural, diesel, óleo combustível,carvão vegetal ou mineral, madeira, ou combustível nuclear. Com exceção de sistemas isolados da regiãoNorte, as usinas termelétricas são usadas quando a produção hidrelétrica não consegue atender à demanda,devido à escassez de água no sistema ou em épocas de pico de demanda. Em razão de tal fato, a porcentagemda capacidade total instalada de usinas termelétricas é maior que a porcentagem de energia gerada.REMUNERAÇÃO DAS GERADORASAo contrário das concessionárias de distribuição de energia elétrica, em geral, as concessionárias de geraçãonão têm, em seus respectivos contratos de concessão, a fixação de tarifas, tampouco mecanismos de reajuste erevisão destas.No âmbito dos Contratos Iniciais, as geradoras são remuneradas pelas tarifas fixadas entre estas e asrespectivas distribuidoras, as quais são homologadas pela ANEEL. Já no âmbito dos Contratos Bilaterais, ospreços são livremente negociados entre as partes.No âmbito dos contratos bilaterais firmados anteriormente à promulgação da Lei do Novo Modelo do SetorElétrico, os preços negociados entre as empresas geradoras e distribuidoras eram, geralmente, influenciadospela limitação ao repasse dos custos de aquisição de energia às tarifas cobradas pelas distribuidoras de seusconsumidores finais. Assim, o repasse de energia adquirida por meio de contratos de fornecimento firmadosantes da promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico era influenciado por um valor estabelecidopela ANEEL, o chamado valor normativo.Para os contratos celebrados sob a vigência da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, a limitação ao repassede custos pelas distribuidoras é baseada no Valor Anual de Referência, conforme descrito acima.Essas limitações ao repasse pelas distribuidoras dos custos de aquisição de energia acabam limitando os preços deenergia cobrados pelas geradoras, uma vez que estes não podem ser superiores ao Valor Normativo ou ao ValorAnual de Referência para serem competitivos e passíveis de aprovação pela ANEEL. Com a promulgação da Leido Novo Modelo do Setor Elétrico, as geradoras somente poderão vender sua energia para as distribuidoras pormeio de leilões públicos conduzidos pela ANEEL e pela CCEE. Exceto quando o gerador é caracterizado comoserviço público de geração, tal restrição não se aplica à venda de energia no Ambiente de Contratação Livre, ondeas geradoras produtoras independentes de energia podem vender sua energia a preços livremente negociados.104

TARIFAS PELO USO DOS SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO E TRANSMISSÃOA ANEEL homologa tarifas pelo uso e acesso aos sistemas de distribuição e de transmissão. As tarifas são (i)“wheeling fees” (tarifas de distribuição, transmissão ou ambas), ou TUSD, e (ii) uma tarifa pelo uso dosistema de transmissão, compreendendo a Rede Básica e suas instalações auxiliares, ou TUST. Além disso, asempresas de distribuição do sistema interligado Sul/Sudeste pagam taxas específicas pela transmissão deeletricidade gerada em Itaipu. Nos últimos anos, o governo teve por meta a melhoria do sistema detransmissão nacional e, como resultado, algumas empresas de transmissão se envolveram em programas deexpansão significativos, que foram custeados por aumentos nas tarifas de transmissão. O aumento nas tarifasde transmissão e taxas pagas pelas Concessionárias de Distribuição é repassado aos seus respectivos clientesatravés dos Reajustes de Tarifas Anuais. Abaixo é apresentado um resumo de cada tarifa ou taxa.TUSD - Tarifa de Uso do Sistema de DistribuiçãoEm regra, a TUSD paga por concessionárias de distribuição e geração e consumidores livres pelo uso dosistema de distribuição de uma empresa de distribuição à qual estão conectados, é reajustada anualmente deacordo com a variação de seus componentes. Atualmente, a TUSD é composta por duas parcelas. Umadenominada “TUSD encargos” cobrada com base no consumo de energia, e outra, a “TUSD fio” cobrada pelademanda contratada.Entretanto, recentemente o Governo Federal editou o Decreto nº 5.597 (“Decreto 5.597/2005”), publicado em29 de novembro de 2005, que concedeu aos consumidores atendidos em tensão igual ou superior a 230 kV oacesso à rede básica de transmissão de energia elétrica mediante construção das instalações necessárias para oacesso diretamente pelo próprio consumidor.Em outras palavras, os consumidores livres foram autorizados a acessar diretamente a rede básica sem ointermédio de empresas de transmissão e distribuição. De acordo com o Decreto 5.597/2005, o acesso deconsumidores pelo próprio consumidor será objeto de autorização a ser expedida pela ANEEL. A autorizaçãoda ANEEL apenas será concedida em casos de (i) ligação de nova unidade consumidora não conectadaanteriormente, desde que tecnicamente compatível com o nível de tensão igual ou superior a 230 kV e (ii)alteração da forma de conexão de unidade consumidora já atendida em tensão inferior a 230 kV, emdecorrência de aumento de carga ou necessidade de melhoria de qualidade devidamente comprovada.O pagamento da TUSD, bem como o de encargos e tributos como a recomposição tarifária extraordinária(RTE), que também deixarão de ser pagos pelos consumidores livres, recairá agora exclusivamente sob osconsumidores cativos, que não têm a opção de se desvincular da rede.Além de permitir o acesso à rede por meio de investimento próprio, o Decreto 5.597/2005 determina tambémque as instalações de transmissão para uso exclusivo de um consumidor ou de um agente poderão seracessadas por outro agente ou consumidor interessado que atenda às condições legais e à regulação expedidapela ANEEL. Esta forma de acesso será ressarcida ao construtor da obra e remunerada ao agente detransmissão de acordo com regulação a ser expedida pela ANEEL.Nos termos do Decreto 5.597/2005, parte de uso comum das instalações de transmissão acessada deverá serdoada sem ônus, à concessionária de transmissão que celebrou o contrato de conexão com o consumidor epassará a integrar a rede básica. No caso específico da CEMIG, todos os consumidores de 230kV já estavamligados à Rede Básica, não trazendo o Decreto qualquer impacto para a Emissora.TUST - Tarifa de Uso do Sistema de TransmissãoA TUST é paga por empresas de distribuição, geradoras e consumidores livres pelo uso da Rede Básica e érevisada anualmente de acordo com (i) a inflação e (ii) a receita anual das empresas de transmissão (queincorpora custos de expansão da própria rede). De acordo com critérios estabelecidos pela ANEEL,proprietários das diferentes partes da rede de transmissão transferiram a coordenação de suas instalações parao ONS em contrapartida do recebimento de pagamentos de usuários do sistema de transmissão. Usuários da105

ede, inclusive empresas de geração, empresas de distribuição e consumidores livres, assinaram contratos como ONS que lhes conferem o direito de usar a rede de transmissão mediante o pagamento de tarifas. Outraspartes da rede que são de propriedade de empresas de transmissão mas não são consideradas como parte darede de transmissão são disponibilizadas diretamente aos usuários interessados que pagam uma taxaespecífica para a empresa de transmissão.Taxa de Transporte de ItaipuA usina de Itaipu possui uma rede de transmissão exclusiva operada em corrente contínua e alternada, que nãoé considerada como parte da Rede Básica ou do sistema de conexão intermediário. O uso deste sistema éremunerado por uma taxa específica chamada de taxa de transporte de Itaipu, paga pelas empresas quecompulsoriamente compram energia de Itaipu, proporcionalmente às respectivas quotas.REMUNERAÇÃO DAS TRANSMISSORASAs concessionárias de transmissão de energia elétrica são remuneradas com base na Receita Anual Permitida,ou RAP, determinada pela ANEEL. A RAP corresponde ao pagamento recebido pelas concessionárias peladisponibilização de suas instalações de transmissão, integrantes da Rede Básica ou das Demais Instalações deTransmissão, não estando vinculada à carga de energia elétrica transmitida, mas ao valor homologado peloPoder Concedente quando da outorga das respectivas concessões. Nos termos dos Contratos de Prestação dosServiços de Transmissão celebrados pelas transmissoras, e com base na RAP, o ONS é responsável pelocálculo dos valores devidos mensalmente às concessionárias de transmissão. Baseado nesse cálculo, econforme os contratos celebrados individualmente com o ONS, os usuários do sistema de transmissãorealizam os pagamentos mensais diretamente às concessionárias.TARIFAS DE DISTRIBUIÇÃOOs valores das tarifas de distribuição são reajustados anualmente pela ANEEL, conforme fórmula paramétricaprevista no contrato de concessão. Ao ajustar tarifas de distribuição, a ANEEL divide os custos deconcessionárias de distribuição entre (1) custos fora do controle da distribuidora (chamado de custos “nãogerenciáveis”), ou Parcela A, e (2) custos sob o controle das distribuidoras (chamado de custos“gerenciáveis”), ou Parcela B. Os custos da Parcela A incluem, entre outros:• Custos de energia comprada de Itaipu;• Custos de energia comprada de acordo com contratos bilaterais livremente negociados entre as partes;• Custos de energia comprada em leilões públicos;• Determinados encargos regulatórios; e• Custos de transmissão e conexão.O repasse de custos de compra de energia de acordo com contratos de fornecimento negociados antes da Leido Novo Modelo do Setor Elétrico está sujeito a homologação dos mesmos frente a ANEEL para as tarifas defornecimento, custos de compras de energia que excedam 103% da demanda real, ou que não sejamadquiridas dentro do mercado regulado.A Parcela B compreende os itens de custo que estão sob o controle das concessionárias e incluem, entreoutros:• Retorno sobre o investimento relacionado à área de concessão;• Impostos sobre receitas;106

Custos de depreciação; eCustos de operação e manutenção do sistema de distribuição.O contrato de concessão de cada empresa de distribuição estabelece um Reajuste de Tarifa Anual. Nestemomento, se busca que todos os custos da Parcela A sejam totalmente repassados aos clientes. Os custos daParcela B, entretanto, são corrigidos de acordo com o índice IGP-M, ajustado por um fator X.As empresas de distribuição de energia elétrica, conforme o contrato de concessão, também têm direito àrevisão periódica das tarifas com intervalos que podem variar entre três e cinco anos (no caso da Emissora, acada cinco anos). Nestas revisões (1) todos os custos da Parcela B são recalculados e (2) o fator X é calculadocom base em três componentes: (i) Xc estabelecido a cada ano, é baseado na satisfação do cliente conformepesquisa da ANEEL; (ii) Xa, também estabelecido a cada ano, é calculado considerando a diferença entre osíndices de inflação IPC-A e o IGP-M multiplicada pelos custos totais com pessoal, material e serviços daDistribuidora (uma vez que esses aumentos se baseiam no IPC-A e os aumentos da Parcela B se baseiam noIGP-M) e; e (3) Xe, estabelecido a cada revisão periódica, é um fator baseado em ganhos de produtividade daconcessionária devido ao crescimento de mercado.O Fator X é usado para ajustar a remuneração da distribuidora em 11,26%, em função dos ganhos de escalaque a mesma venha a obter durante o intervalo regulatório. Dessa forma, quando da conclusão de cada revisãoperiódica, a aplicação do fator X (devido a aplicação do Xe) determina o compartilhamento dos ganhos deprodutividade das empresas de distribuição com os clientes finais.Além disso, concessionárias de distribuição de energia têm direito a revisão extraordinária, analisadas caso acaso, para assegurar seu equilíbrio econômico-financeiro e compensá-las por custos imprevisíveis, inclusiveimpostos, que alterem significativamente sua estrutura de custos.Desde 2002, clientes de baixa renda têm-se beneficiado de uma tarifa especial estabelecida pelo governoatravés da ANEEL. Durante o ano de 2002, o déficit gerado pela aplicação desta tarifa especial foi financiadopela Eletrobrás com fundos da RGR. Em 2002, de acordo com o Decreto Nº. 4.336/02, foi determinado que asempresas de distribuição seriam compensadas pela perda de receitas resultante da Tarifa Especial peloGoverno Federal com fundos derivados de dividendos pagos pela Eletrobrás e outras empresas estataisfederais e do CDE. No caso da Emissora, a compensação dos valores referentes a janeiro de 2007 estátemporariamente suspensa em função de questões operacionais. Tão logo tais questões forem solucionadas, aEmissora será devidamente ressarcida dos valores devidos.TAXAS REGULATÓRIASEm determinadas circunstâncias, as empresas de energia são compensadas por ativos ainda não depreciados,usados na concessão caso a mesma seja revogada ou não renovada ao final do contrato de concessão. Em1971, o Congresso Brasileiro criou o Fundo de Reserva Global de Reversão, ou Fundo RGR, destinado aprover fundos para essa compensação. Em fevereiro de 1999, a ANEEL revisou a cobrança de uma taxaexigindo que todas as distribuidoras e determinadas geradoras que operam sob regimes de serviço públicofizessem contribuições mensais ao Fundo RGR a uma taxa anual equivalente a 2,5% dos ativos fixos daempresa em serviço, até um teto de 3% do total das receitas operacionais em cada ano. Nos últimos anos, oFundo RGR tem sido usado, principalmente, para financiar projetos de geração e distribuição. O Fundo RGRestá programado para ser suspenso até 2010, e a ANEEL está obrigada a revisar a tarifa de tal forma que oconsumidor receba algum benefício pelo término do Fundo RGR.O governo impôs uma taxa aos Produtores Independentes de Energia baseada em recursos hídricos, excetopor pequenas usinas hidrelétricas, similar à taxa cobrada de empresas do setor público em associação comoFundo RGR. Produtores Independentes de Energia são obrigados a fazer contribuições ao Fundo de Uso deBem Público, ou Fundo UBP, de acordo com as regras do processo de licitação pública correspondente para aoutorga de concessões.107

Empresas de distribuição, e empresas de geração que vendem diretamente a clientes finais, são obrigadas acontribuir para a Conta de Consumo de Combustível - CCC que foi criada em 1973 com o objetivo de gerarreservas financeiras para cobertura de custos de combustíveis associados ao aumento do uso de usinas de energiatermoelétrica. As contribuições anuais são calculadas com base em estimativas do custo de combustívelnecessário para a geração de energia pelas usinas termelétricas no ano seguinte. A CCC é administrada pelaEletrobrás.Em fevereiro de 1998, o governo estabeleceu a extinção da CCC. Estes subsídios tem sido gradualmenteextintos durante um período de três anos a partir de 2003 para usinas de energia termoelétrica construídas atéfevereiro de 1998 e atualmente pertencentes ao Sistema Elétrico Interligado Nacional. Usinas termoelétricasconstruídas depois daquela data não terão direito a subsídios da CCC. Em abril de 2002, o governoestabeleceu que os subsídios da CCC continuariam a ser pagos às usinas termelétricas localizadas em sistemasisolados por um período de 20 anos com o intuito de promover a geração de energia nestas regiões.À exceção de algumas pequenas usinas de energia hidrelétricas, todas as instalações hidrelétricas no Brasildevem pagar uma taxa a estados e municípios pelo uso de recursos hídricos, a Compensação Financeira peloUso de Recursos Hídricos, ou COFURH, que foi introduzida em 1989. As taxas são determinadas com baseno volume de energia gerado por cada empresa e são pagas aos estados e municípios onde a usina ou oreservatório da usina está localizado.Em 2002, o governo instituiu a CDE, que é financiada através de pagamentos anuais feitos porconcessionárias pelo uso de ativos públicos, penalidades e multas impostas pela ANEEL e, desde 2003, pelastaxas anuais pagas por agentes que oferecem energia a usuários finais, por meio de uma taxa a ser adicionadaàs tarifas pelo uso dos sistemas de transmissão e distribuição. Estas taxas são reajustadas anualmente. A CDEfoi criada para dar suporte (1) ao desenvolvimento da produção de energia em todo o país, (2) à produção deenergia por fontes alternativas, e (3) à universalização de serviços de energia em todo o Brasil. A CDEpermanecerá em vigor por 25 anos e é administrada pela Eletrobrás.A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico estabelece que a falta de pagamento da contribuição ao RGR, CDE,CCC, compensação financeira por utilização de recursos hídricos, ou de pagamentos devidos em virtude dacompra de energia e no Ambiente de Contratação Regulada ou de Itaipu impedirá que a parte inadimplentereceba reajuste de tarifa (exceto a revisão extraordinária) ou receba recursos advindos do RGR, CDE ou CCC.MECANISMO DE REALOCAÇÃO DE ENERGIADe acordo com as regras de comercialização em vigor, a proteção contra riscos hidrológicos para usinashidrelétricas despachadas centralizadamente é garantida através de um Mecanismo de Realocação de Energia(MRE), que procura mitigar os riscos envolvidos, determinando que usinas hidrelétricas compartilhem osriscos hidrológicos do Sistema Elétrico Interligado Nacional (SIN). De acordo com a legislação em vigor, areceita da venda de energia por empresas de geração hidrelétrica não depende da energia gerada por estas, esim da Energia Assegurada de cada usina que é determinada em cada ato autorizativo. Qualquer desequilíbrioentre a energia efetivamente gerada e a Energia Assegurada é coberto pelo MRE. A finalidade do MRE é a demitigar riscos hidrológicos, garantindo que todas as usinas do MRE participem de modo proporcional às suasEnergias Asseguradas. Em outras palavras, o MRE realoca a energia, transferindo (ou alocando) a energiaexcedente daquelas que geraram acima de suas Energias Asseguradas para aquelas que geraram abaixo desuas Energias Asseguradas. O despacho das usinas é determinado pelo ONS, que leva em conta a demanda deenergia, as condições hidrológicas do sistema interligado nacional e as limitações da transmissão. O volumeda energia efetivamente gerada por usina participante do MRE é precificado de acordo com uma tarifadenominada “Tarifa de Otimização de Energia”, que cobre os custos de operação e manutenção da usina. Estareceita ou despesa adicional é contabilizada mensalmente para cada geradora.RACIONAMENTOA Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico estabelece que, na hipótese de decretação de uma reduçãocompulsória no consumo de energia numa determinada região, todos os CCEARs por quantidade de energia,cujos compradores estejam localizados nessa mesma região, terão seus volumes ajustados na proporção daredução de consumo verificada.108

PESQUISA E DESENVOLVIMENTOAs empresas detentoras de concessões, permissões e autorizações para distribuição, geração e transmissão deenergia devem investir a cada ano um mínimo de 1% de sua receita operacional líquida em pesquisa edesenvolvimento. Pequenas Centrais Hidrelétricas e projetos eólicos, de energia solar e de biomassa não estãosujeitos a esta exigência.GESTÃO AMBIENTALA Lei Federal nº 9.605, de 12 de fevereiro de 1998 (“Lei 9.605/98”), alterada pela Lei Federal nº 9.985, de 18de julho de 2000 e regulamentada pelo Decreto Federal nº 3.179, de 21 de setembro de 1999 (“Decreto3.179/99”), estabelece sanções penais e administrativas derivadas de condutas lesivas ao meio ambiente. Nostermos da Lei 9.605/98, as pessoas físicas (incluindo, entre outros, no exercício de suas funções, os diretores,administradores e gerentes de pessoas jurídicas) e as pessoas jurídicas que pratiquem atos consideradoscrimes ambientais poderão sofrer penas de natureza criminal que abrangem, no primeiro caso, penas de multa,restritivas de direitos e privativas de liberdade, e, no segundo caso, penas de multa, restritivas de direitos eprestação de serviços à comunidade.Administrativamente, as sanções podem variar desde imposições de advertências e multas, até a suspensãoparcial ou total de atividades, podendo também incluir a perda ou restrição de incentivos fiscais e ocancelamento ou suspensão de linhas de financiamento junto a estabelecimentos oficiais de crédito, bemcomo a proibição de contratar com o poder público. A multa administrativa varia entre R$500 a R$50milhões.O COPAM é o órgão responsável pela formulação e execução da política ambiental no Estado de MinasGerais. No histórico dos serviços prestados pelo órgão, cabe destacar seu importante papel na formulação econdução da política ambiental no Estado, por meio de um processo aberto à participação de representantes dasociedade civil.O COPAM, criado em 1977 como Comissão de Política Ambiental, tem o seu histórico marcado pelainovação na forma de atuação dos conselhos governamentais, especialmente pelas suas características deórgão colegiado e pela participação de representantes de associações não governamentais como seusmembros. Essas características inovaram a forma de organização de conselhos governamentais e a forma deelaboração de políticas públicas.Sua existência é anterior à implantação do CONAMA, criado em 1981, que instituiu o Sistema Nacional deMeio Ambiente. A estrutura de organização do COPAM, também adotada pelo CONAMA, consagrou oprocesso de formulação de políticas ambientais por meio da estrutura colegiada e composta por representantesgovernamentais e da sociedade civil.Com a criação da Secretaria de Estado do Meio Ambiente e Desenvolvimento Sustentável – SEMAD em1995, o COPAM passou a ser a ela vinculado. Algumas das competências do COPAM são repassadas aosseguintes órgãos do Governo do Estado de Minas Gerais:• Fundação Estadual de Meio Ambiente – FEAM: responsável pelo controle das atividadesindustriais, mineradoras e de infra-estrutura;• Instituto Estadual de Florestas – IEF: responsável pelo controle das atividades agrícolas, pecuáriase florestais; e• Instituto Mineiro de Gestão das Águas – IGAM: responsável pela instrução de processo de outorgado direito de uso das águas.109

Entre as competências de caráter deliberativo destacam-se a concessão de licença ambiental para atividadespotencialmente poluidoras e o julgamento, em primeira instância, dos processos de infração tipificados comograves ou gravíssimos pelo não cumprimento da legislação ambiental. A sinergia entre as câmaras técnicas e oconselho completam as principais características da estrutura do COPAM.Licenciamento AmbientalA construção, instalação, ampliação e funcionamento de obras que utilizem recursos ambientais e que sejamconsideradas efetiva ou potencialmente poluidoras e passíveis de causar degradação ambiental dependem deprévio licenciamento ambiental a ser concedido pelo respectivo órgão ambiental competente. A legislaçãofederal que estabelece normas gerais sobre o licenciamento ambiental são: a Lei nº 6.938, de 31 de agosto de1981 (“Lei 6.938/81”), que trata da Política Nacional de Meio Ambiente, regulamentada pelo Decreto Federalnº 99.274, de 06 de junho de 1990, a Lei 9.605/98, o Decreto 3.179/99 e Medida Provisória Nº 1.710 de 1998(atualmente Medida Provisória Nº 2.163-41 de 23/08/01), Deliberações Normativas COPAM Nº 17 de17/12/96 e Nº 23 de 21/10/97, Portaria Federal Nº 28 de 31/10/2003 do IPHAN e Resolução CONAMA Nº 6de 16/09/87.A base legal estadual para o licenciamento ambiental é a Lei 7.772, regulamentada pelo Decreto Estadual nº39.424, de 05 de fevereiro de 1998. Adicionalmente, a Deliberação Normativa COPAM nº 74, de 09 desetembro de 2004, trouxe novas e complementares disposições sobre os temas a seguir:• nova classificação de empreendimentos;• novos parâmetros para enquadramento de porte do empreendimento;• possibilidade de requerimento da autorização ambiental de funcionamento para empreendimentosde impacto ambiental não significativo;• possibilidade de requerimento das licenças prévia e de instalação ao mesmo tempo paradeterminados empreendimentos; e• ampliação do número de parcelas dos custos de análise.No Estado de Minas Gerais, o licenciamento ambiental é exercido pelo COPAM, por intermédio das CâmarasEspecializadas, no tocante às atividades industriais, mineradoras e de infra-estrutura e do IEF, no tocante àsatividades agrícolas, pecuárias e florestais.Neste contexto, o COPAM é responsável pela formulação de normas técnicas e padrões de qualidadeambiental, a autorização para implantação e operação de atividades potencialmente poluidoras e a aprovaçãodas normas e diretrizes para o Sistema Estadual de Licenciamento Ambiental.Para fins de licenciamento ambiental, os empreendimentos são classificados em seis classes. Aqueles listadosnas classes 1 e 2, considerados como de pequeno porte e pequeno potencial poluidor, estão sujeitos à obtençãode Autorização Ambiental de Funcionamento, que é um processo mais simples de licenciamento. Os demaisempreendimentos devem ser licenciados pelo processo de licenciamento ambiental que se constitui de trêsetapas, nas quais o órgão ambiental emite as seguintes licenças:• Licença Prévia: solicitada durante a fase preliminar de planejamento do projeto e contém requisitosbásicos a serem atendidos com relação à localização, instalação e operação do empreendimento,observadas as normas de uso e ocupação do solo.• Licença de Instalação: solicitada na fase preliminar de implantação do empreendimento e tem porobjetivo analisar o projeto das obras a serem executadas e as ações de controle de impactosambientais.• Licença de Operação: solicitada na fase de início da operação do empreendimento, visa autorizar oinício da atividade licenciada e funcionamento dos sistemas de controle ambiental descritos duranteo processo de licenciamento. A validade da licença de operação é condicionada ao cumprimentodas exigências estabelecidas pelo órgão ambiental.110

A Autorização Ambiental de Funcionamento, vale mencionar, é emitida após a realização do cadastro naCOPAM/FEAM, e destina-se a autorizar o funcionamento de empreendimentos de pequeno porte, compequeno ou médio impacto ambiental. Deve ser solicitada na fase de início das operações doempreendimento. Quase 90% dos empreendimentos da Emissora, passíveis de licenciamento ambiental, sãoobjetos deste tipo de autorização.Termos de Ajuste de Conduta - TACOs Termos de Ajustamento de Conduta - TACs estão previstos na Lei Federal nº 7.347, de 24 de julho de1985, lei da ação civil pública, e também na Lei 9.605, (“Lei de Crimes Ambientais”). Os TACs podem serfirmados pelos órgãos públicos legitimados a proporem ações civis públicas, que incluem o MinistérioPúblico e os órgãos estaduais e federal de controle ambiental, tendo por objeto o ajuste da conduta daqueleque pratica atividade lesiva ao meio ambiente, mediante cominações.O TAC pode ser firmado no curso de uma investigação civil conduzida pelo Ministério Público, no curso deum processo administrativo, diretamente com o órgão de controle ambiental (a FEAM, por exemplo), ouainda no curso de uma ação civil pública, hipótese na qual, após homologado, constituirá um título executivojudicial. Nas outras hipóteses, o TAC tem eficácia de título executivo extrajudicial, podendo o interessado,portanto, ser compelido judicialmente a cumprir com o compromisso assumido, diretamente, sem prévia açãode conhecimento do direito.É comum serem impostas multas cominatórias para o caso de descumprimento de compromisso assumido. Noentanto, as multas não são imprescindíveis para a conclusão do acordo, podendo tal acordo prever apenasobrigações de fazer. Nas ações de execução baseadas em TACs, poderá ser determinado o pagamento demulta diária para o cumprimento das obrigações de fazer estabelecidas, mesmo que o termo em si não tenhaprevisto multa cominatória, ou também poderá ser determinada a majoração de eventual multa já prevista,considerada como insuficiente para forçar o cumprimento da obrigação. Para mais informações sobre osTACs celebrados pela Emissora vide Seção “Negócios da Emissora” deste Prospecto.Crimes AmbientaisA Lei 9.605/98 prevê a responsabilidade criminal da pessoa jurídica que comete crime ambiental, semexclusão das pessoas físicas, autoras, co-autoras ou partícipes do mesmo fato. Nos termos da referida lei, apessoa jurídica está sujeita às seguintes penalidades criminais: (i) multa; (ii) restritiva de direitos; e (iii)prestação de serviços à comunidade.As penas restritivas de direito da pessoa jurídica podem abranger a suspensão parcial ou total da atividade, ainterdição temporária de estabelecimento, obra ou atividade, e a proibição de contratar com o poder público,bem como dele obter subsídios, subvenções ou doações.Por sua vez, a definição do valor da multa segue os critérios estabelecidos no Código Penal, segundo o qual amulta poderá variar entre dez e 360 dias-multa. O dia-multa é fixado pelo juiz, não podendo ser inferior a umtrigésimo do salário mínimo vigente à época do fato, nem superior a cinco vezes esse salário. Sendo ineficaz ovalor estabelecido, a lei ambiental autoriza que a multa seja aumentada em até três vezes do valorestabelecido.111

DESVERTICALIZAÇÃOINTRODUÇÃOA desverticalização no setor de energia elétrica, implementada no Brasil desde 1995, envolveu todas asempresas do setor que atuavam de forma verticalmente integrada e teve como objeto a segregação dasatividades de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica. O processo de desverticalização tevecomo objetivos: (i) evitar a existência de subsídios cruzados entre as atividades de geração, transmissão edistribuição de energia elétrica, isto é, evitar que as receitas auferidas por uma de referidas atividadessubsidiassem qualquer das demais atividades; e (ii) efetivar e estimular a competição no setor elétrico nossegmentos nos quais a competição seria possível (geração e comercialização), bem como aprimorar o sistemade regulação dos segmentos nos quais havia monopólio de rede (transmissão e distribuição). O advento da Leido Novo Modelo do Setor Elétrico, introduziu a exigência legal de separação das atividades de distribuiçãodas atividades de geração e transmissão e fixou prazos para que as empresas afetadas cumprissem com estadeterminação.Para informações sobre a desverticalização das empresas do Setor Elétrico vide Seção “O Setor de EnergiaElétrica no Brasil” deste Prospecto.A DESVERTICALIZAÇÃO DA CEMIGEm março de 2004, a CEMIG deu início ao seu processo de reorganização societária, de forma a implementara desverticalização de suas atividades, nos termos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico(“Desverticalização”). A Desverticalização foi autorizada por meio da Lei Estadual Lei nº 15.290, de 04 deagosto de 2004.Ainda em setembro de 2004, a Emissora e a CEMIG GT foram constituídas como subsidiárias integrais daCEMIG, para exercer atividades de distribuição, geração e transmissão de energia elétrica, respectivamente,até então exercidas pela CEMIG nos termos de seus contratos de concessão. Posteriormente, em 30 dedezembro de 2004, a CEMIG transferiu à Emissora e à CEMIG GT, conforme o caso, todos os ativos de suapropriedade diretamente relacionados aos serviços de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica,além dos direitos e obrigações associados a tais atividades.Em 29 de outubro de 2004, a CEMIG enviou à ANEEL, requerimento formal contendo a estrutura dareestruturação societária pretendida em razão da Desverticalização, a qual contemplava, a transferência, àEmissora e à CEMIG GT, das concessões para prestação de serviços de geração, transmissão e distribuição deenergia elétrica detidas pela CEMIG, conforme aplicável (as “Concessões da CEMIG”).Por meio da Resolução Autorizativa nº 407, de 20 de dezembro de 2004, e da Resolução Autorizativa nº 583,de 22 de maio de 2006, foi aprovada a estrutura da Desverticalização da CEMIG, com a transferência dasconcessões para prestação de serviços de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica da CEMIG àEmissora e à CEMIG GT. Em Assembléia Geral Extraordinária da CEMIG, realizada em 30 de dezembro de2004, foi deliberada a transferência dos ativos relacionados à prestação de serviços de geração, transmissão edistribuição de energia elétrica de propriedade da CEMIG para a Emissora e a CEMIG GT, conformeaplicável.Em decorrência da Desverticalização, a Emissora passou a exercer as atividades diretamente exercidas pelaCEMIG relacionadas à distribuição de energia elétrica. Ademais, conforme informado acima, a totalidade dosativos operacionais e não operacionais da CEMIG, relacionados às referidas atividades, foram transferidospela CEMIG à Emissora e à CEMIG GT, conforme o caso, juntamente com os demais direitos e obrigaçõesdecorrentes da prestação de tais serviços. Adicionalmente, algumas dívidas de financiamento da CEMIGforam também alocadas na Emissora e na CEMIG GT, conforme aplicável.112

Em 16 de setembro de 2005, a CEMIG, a Emissora e a ANEEL efetivaram a completa transferência dasConcessões da CEMIG para a Emissora, por meio da assinatura de termo aditivo aos Contratos de Concessãode Distribuição.Ademais, conforme mencionado acima, as concessões da CEMIG continham a obrigação da implementaçãoda Desverticalização, exigindo que a CEMIG separasse suas operações de geração, transmissão e distribuiçãoem empresas distintas.De acordo com as concessões da CEMIG, a reestruturação deveria ter sido completada até 31 de dezembro de2000, o que efetivamente não ocorreu. Em razão desse atraso, no início de 2001 a ANEEL impôs uma multade R$3,7 milhões à CEMIG, que foi contestada, tendo a CEMIG obtido, não somente seu cancelamento pelaANEEL, como também um novo prazo para implementar a reestruturação, qual seja, 21 de setembro de 2002.Tendo em vista que esse prazo para reestruturação também não foi respeitado, a ANEEL, em 11 de novembrode 2002, impôs outra multa à CEMIG, no valor de R$5,5 milhões. A CEMIG apresentou, em 28 de novembrode 2002, recurso com efeito suspensivo questionando a aplicação dessa penalidade, o qual não foi acatadopela ANEEL. Em 02 de abril de 2003, a CEMIG recorreu da decisão e, em 22 de fevereiro de 2005,considerando a Desverticalização da CEMIG, a ANEEL reduziu a referida multa para R$2,7 milhões. Por fim,em 04 de março de 2005 a CEMIG apresentou novo recurso, o qual foi apreciado pela Diretoria da ANEEL,porém sem ter sido objeto de decisão, tendo em vista aparentes impropriedades na condução do processo naAgência. Exaurida a esfera administrativa, em 07 de julho de 2006 foi publicado no DOU o DespachoANEEL nº 1408, de 03 de julho de 2006, conhecendo e dando provimento parcial ao recurso interposto pelaCEMIG, determinando a retificação da penalidade estipulada pelo Auto de Infração AI nº 007/2002-SFF/ANEEL para R$2.753.608,16, com as cabíveis atualizações legais, e a anulação do Despacho nº 218, de22/02/2005. O valor da multa, atualizado pela taxa SELIC, até a data de 30 de setembro de 2007, correspondeà importância de R$4,96 milhões. A CEMIG está discutindo judicialmente a aplicação da multa.113

ATUAL ESTRUTURA DO GRUPO CEMIGComo conseqüência da Desverticalização, a Emissora é hoje subsidiária integral da CEMIG (holding), quecontrola e centraliza todas as decisões do Grupo CEMIG, conforme demonstra a figura abaixo figura abaixo.Em 13 de novembro de 2007 foi concluído o processo de alienação da WAY TV Belo Horizonte S.A. (a“WAY TV”), tendo ocorrido a transferência à TNL PCS Participações S.A. da totalidade das ações ordináriase preferenciais de emissão da WAY TV, até então detidas pela Empresa Infovias S.A., controlada da CEMIG.Tendo em vista que o organograma abaixo reflete a estrutura societária da CEMIG em 30 de setembro de2007, a WAY TV ainda aparece como integrante do Grupo CEMIG.CIA. ENERGÉTICADE MINAS GERAISPosição em setembro 2007Rio Minas EnergiaParticipações S.A.25%CEMIGDistribuição S.A.100%CEMIGGeração eTransmissão S.A.100%Usina TérmicaIpatinga S.A.100%Cia. Translestede Transmissão S.A.25%Cia. de Gás deMinas Gerais55,2%Light S.A.54,17%Consórcio daUsina Hidrelétrica deAimorés49%CEMIG PCH S.A.100%Cia. Transirapéde Transmissão S.A.24,5%Efficientia S.A.100%Light Serviçosde EletricidadeS.A.100%Light OverseasInvestmentsLtd.100%LIR Energy Ltd.100%Light EscoPrest. ServiçosLtda.100%Light Energia S.A.100%Lightger Ltda.100%Lighthidro Ltda.100%ItaocaraEnergia Ltda.100%ConsórcioAHE Funil49%Consórcio daUsina Hidrelétricade Igarapava14,5%ConsórcioAHE Porto Estrela33,33%ConsórcioAHE Queimado82,5%HidrelétricaCachoeirão S.A49%HorizontesEnergia S.A.100%Sá Carvalho S.A.100%Rosal Energia S.A.100%Usina TermelétricaBarreiro S.A.100%CEMIGCapim BrancoEnergia S.A.100%Cia. Centroeste Minasde Transmissão S.A.51%Cia. Transudestede Transmissão S.A.24%Cia. Transchilede Transmissão S.A.49%Empresa Catarinensede Transmissãode Energia S.A.7,49%Empresa Regionalde Transmissãode Energia S.A.18,35%Focus SoluçõesTecnológicasS.A.49%CEMIG Trading S.A.100%Centro de GestãoEstratégica deTecnologia100%Empresa deInfovias S.A.100%WAY TVBelo Horizonte S.A.CV: 49,9% CT: 69,25%Instituto Lightde Desenvolvim.Social e Urbano100%Guanhães Energia S.A.49%ConsórcioCapim BrancoEnergia21,5%Empresa Paraensede Transmissãode Energia S.A.CV: 25% CT: 17,97%CEMIG Baguari S.A.100%Empresa Nortede Transmissãode Energia S.A.18,35%ConsórcioAHE Baguari34%41 EmpresasEmpresa Amazonensede Transmissãode Energia S.A.CV: 25% CT: 15,51%07 ConsórciosA gestão do conjunto de empresas da CEMIG é atualmente realizada pela CEMIG, como forma de seassegurar sinergia empresarial, garantir flexibilidade operacional e preservar a identidade e os princípiospraticados pela CEMIG anteriormente à Desverticalização.Sendo assim, a CEMIG passou a exercer somente as funções diretamente relacionadas à sua condição decontroladora, sem influenciar a autonomia da Emissora e suas respectivas concessões.114

A segregação das atividades de distribuição das atividades de geração e transmissão envolveu a separação ealocação dos recursos necessários ao desenvolvimento de cada atividade na Emissora. No que diz respeito aosbens e recursos associados às atividades de apoio operacional, serviços auxiliares e serviços de assistência ecapacitação, que compõem atividades de “holding e suporte”, a CEMIG, a Emissora e a CEMIG GT deverãocelebrar um Convênio de Cooperação (o “Convênio de Cooperação”), que terá por objeto, dentre outros,otimizar o aproveitamento de recursos financeiros e humanos utilizados nas atividades de “holding e suporte”das empresas, sem prejuízo da independência e autonomia de cada uma.Por meio do Convênio de Cooperação serão identificados a natureza das atividades realizadas por cadaempresa, os empregados compartilhados, os bens que serão utilizados conjuntamente e a operacionalização doreferido compartilhamento em termos de apuração de custos, as responsabilidades de cada empresa, prazo deduração, dentre outros. O Convênio de Cooperação ainda está sendo analisado pela ANEEL, portanto, aindanão foi assinado pelas respectivas partes.A segregação das atividades de distribuição das atividades de geração e transmissão foi realizada com basenos seguintes princípios:• alocação dos bens de forma proporcional à utilização demandada por cada concessão;• alocação de recursos de operação e manutenção (pessoal, equipamentos e ferramentas, laboratórios eoficinas, veículos, etc.) em cada concessão de forma proporcional aos respectivos bens alocados;• sujeição dos referidos bens e recursos alocados ao futuro Convênio de Cooperação de forma aviabilizar o compartilhamento de recursos entre as empresas;• responsabilidade de cada concessionária pelas despesas de operação, manutenção, ampliações,reformas e melhorias de seus respectivos bens;• transparência dos procedimentos contábeis utilizados para apuração de custos, conforme previsto noManual de Contabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica; e• critérios de alocação de recursos previamente fixados, não havendo transação de valores entre asconcessões.115

NEGÓCIOS DA EMISSORAVISÃO GERALA Emissora é uma das maiores concessionárias de distribuição de energia elétrica do Brasil, por sua posiçãoestratégica, competência técnica, tamanho de rede e mercado atendido. Atualmente é a principal empresa dedistribuição de energia elétrica do Estado de Minas Gerais, o terceiro mercado consumidor do País, ondeestão instaladas algumas das maiores empresas nas áreas de siderurgia, mineração, automobilística emetalurgia.A Emissora tem por objeto social estudar, planejar, projetar, construir e operar sistemas de distribuição ecomercialização de energia elétrica e serviços correlatos que lhe tenham sido ou venham a ser concedidos porqualquer título de direito.O negócio da Emissora envolve a compra e subtransmissão de energia de alta voltagem (138kV e 88 kV), suatransformação em média e baixa voltagem, e sua distribuição e venda para consumidores finais no Estado deMinas Gerais. A Emissora detém concessões para distribuição de eletricidade em uma área que abrangeaproximadamente 96,7% do Estado de Minas Gerais. A Emissora desenvolve atividades de distribuição deenergia elétrica em 774 municípios e 5.415 localidades do Estado de Minas Gerais, atendendo a,aproximadamente, 17 milhões de habitantes, de acordo com o censo do ano 2000. Em 30 de setembro de2007, a Emissora detinha e operava 419.383 quilômetros de redes de distribuição e 16.405 quilômetros deredes de subtransmissão.Em 2006, a receita líquida da Emissora foi de R$6.314 milhões, proveniente da venda de 19.970 GWh deeletricidade para aproximadamente 6 milhões de clientes. No período de nove meses findo em 30 de setembrode 2007, a receita líquida da Emissora foi de R$4.338 milhões, proveniente da venda de 15.340 GWh deeletricidade. A tabela a seguir mostra os percentuais das vendas de eletricidade da Emissora para os clientesresidenciais, industriais, comerciais e outros clientes nos referidos períodos:(em porcentagem)Venda de energiaExercício social encerradoem 31 de dezembro de 2006Volume deReceitas VendasPeríodo de seis meses findo em30 de setembro de 2007Volume deReceitas VendasClientes residenciais ................ 41,4 33,3 42,4 33,3Clientes comerciais.................. 21,1 19,3 22,0 19,6Clientes industriais .................. 17,9 24,2 17,4 23,4Outros clientes ......................... 19,6 23,2 18,2 23,6Total 100,0 100,0 100,0 100,0Fonte: CompanhiaBREVE HISTÓRICOA Emissora foi constituída em 08 de setembro de 2004, como sociedade por ações, subsidiária integral daCEMIG, nos termos da Lei Estadual nº 15.290, de 4 de agosto de 2004, em virtude do processo deDesverticalização da CEMIG. A Emissora teve seu registro de companhia aberta concedido pela CVM em 25de setembro de 2006. Na qualidade de subsidiária integral da CEMIG, esta detém plenos poderes para decidirsobre todos os negócios relativos ao objeto social da Emissora e adotar resoluções que julgue necessária àdefesa dos seus interesses e ao seu desenvolvimento. Para maiores detalhes a respeito da Desverticalização daEmissora vide Seção “Desverticalização” deste Prospecto.116

Desde a década de 60 até o início dos anos 80, a CEMIG adquiriu uma série de concessionárias de serviçopúblico de energia de menor porte, estatais e privadas, e suas respectivas concessões, incorporando ao seupróprio sistema outros sistemas distribuição de energia. Principalmente em virtude dessas aquisições, aCEMIG e, após a Desverticalização da CEMIG, a Emissora, tornou-se a maior concessionária de distribuiçãode energia elétrica do Estado de Minas Gerais.A Emissora opera seus negócios de distribuição de acordo com Contratos de Concessão celebrados com oGoverno Federal. Até 1997, a CEMIG detinha concessões individuais relativas a várias regiões dentro de suaárea de distribuição. Em 10 de julho de 1997, a CEMIG celebrou novos contratos de concessão com aANEEL, que consolidaram suas diversas concessões de distribuição em quatro concessões de distribuiçãocobrindo as regiões norte, sul, leste e oeste do Estado de Minas Gerais. Em decorrência da Desverticalização,em 16 de setembro de 2005, tais contratos foram aditados de forma a transferir as concessões de distribuiçãode energia elétrica anteriormente detidas pela CEMIG para a Emissora.A administração da Emissora é realizada por uma estrutura corporativa que permite padronizar ações técnicas,comerciais, administrativas e financeiras, além de importante economia por meio de processos de sinergiamais eficientes.VANTAGENS COMPETITIVASA Emissora possui as seguintes vantagens competitivas:• Forte base de clientes fisicamente conectados, que ultrapassa mais de seis milhões em MinasGerais.• Alta capilaridade do sistema elétrico, abrangendo a quase totalidade do Estado de Minas Gerais.• Rede física de operações consoante padrões fortemente normatizados e consolidados.• Sistemas de informação sólidos como suporte às atividades de gestão, planejamento elétrico,projeto, operação e manutenção da rede de operações.• Corpo gerencial e técnico com ampla experiência em distribuição de energia.• Equipe com ampla experiência em negociações tarifárias de elevada complexidade com o regulador(ANEEL).• Equipes com ampla experiência em relacionamento com grandes clientes e com o varejo.• Representatividade adequada em fóruns como a ABRADEE e outros.• Forte geração de caixa operacional.• Endividamento moderado.• Solidez financeira.• Estratégia robusta, focada na busca contínua de rentabilidade com qualidade de fornecimento econsistente com a lógica regulatória.São, também, tópicos de destaque da gestão estratégica da Emissora:• utilização do Balanced Scorecard, reconhecido no mundo inteiro como uma das melhoresferramentas para a implementação e acompanhamento das estratégias nas empresas;• certificação de processos pela Norma NBR ISO 9001, para a melhoria da eficácia das atividadesoperacionais; e117

• implementação de um Sistema de Gestão Ambiental interno, baseado na Norma NBR ISO 14001,que orienta todas as atividades da empresa em relação à gestão ambiental, e que prevê a certificaçãodaquelas atividades e áreas que causam impactos ambientais.A Emissora possui uma estrutura de negócios que tem por objetivo mitigar riscos. Nos modelos setorial etarifário vigentes, é prevista a manutenção do chamado equilíbrio econômico-financeiro dos contratos deconcessão, de forma a garantir os direitos dos prestadores do serviço que atuam com eficiência e prudência,visando obter ganhos suficientes para cobrir custos operacionais e alcançarem adequado retorno sobre ocapital investido. A preservação do equilíbrio econômico-financeiro é obtida nos processos de revisões ereajustes tarifários.Ressalta-se, adicionalmente, que a Emissora vem apresentando melhoria significativa em vários indicadoresfinanceiros ao longo dos anos, sendo que no exercício social encerrado em 2006, foi responsável por cerca de45% do total do lucro líquido gerado pelo grupo empresarial CEMIG, e no período de nove meses findo em30 de setembro de 2007, esse percentual foi de 46%. Isso reflete os resultados do processo de revisão tarifáriaprevisto nos contratos de concessão, iniciado em abril 2003 e finalizado em abril de 2005, em que a Emissoraobteve o reconhecimento adequado, nas tarifas, de itens que compõe a sua receita requerida. O resultadotambém pode ser creditado à implementação de práticas gerenciais voltadas para a eficiência operacional emelhoria de processosPRINCIPAIS ESTRATÉGIASA emissora, por tratar-se de empresa que atua em setor altamente regulado, desenhou sua estratégia de modo acontemplar, concomitantemente, a busca contínua de aumento de sua rentabilidade e os requisitos daregulamentação setorial, estabelecidos no âmbito da ANEEL.Considerando o disposto acima, são apresentados abaixo os principais objetivos estratégicos da Emissora:• Fortalecimento de sua imagem: a Emissora tem o objetivo de fortalecer sua imagem nos mercadosem que atua e perante seus clientes e clientes em potencial, comunidade, ANEEL, governosMunicipal, Estadual e Federal, entre outros, prestando, para tanto, serviços de qualidade, comconfiabilidade e agilidade, estando sempre à disposição desse público; a idéia é estabelecer umacomunicação adequada, sempre demonstrando transparência e reforçando a credibilidade daEmissora, inclusive por meio da prática de atividades de responsabilidade sócio-ambiental.• Política de atuação junto aos órgãos reguladores com a finalidade de garantir o equilíbrioeconômico-financeiro de suas operações: a Emissora mantém uma política consistente de atuaçãojunto aos órgãos reguladores para, entre outras coisas, assegurar que as tarifas praticadas reflitam aobtenção da receita requerida ao equilíbrio econômico-financeiro de seus negócios, possibilitandoque a Emissora cubra não só seus custos gerenciáveis regulatórios, mas também suas despesas nãogerenciáveis(e.g., compra e transporte de energia, tributos e demais encargos) e a remuneração deseus ativos (retorno e depreciação), preservando, contudo, um nível tarifário que, na opinião daEmissora, seja adequado para seus consumidores.• Realização de investimentos prudentes, rentáveis e coerentes com seu planejamento: a ANEELprevê revisões tarifárias qüinqüenais, revisões tarifárias extraordinárias e reajustes tarifários anuais.Nas revisões qüinqüenais, os ativos da Emissora são reavaliados, assim como seus gastosoperacionais recorrentes, sendo a receita total redefinida visando a cobertura desses gastos e aremuneração regulatória dos investimentos realizados. Por esta razão, a Emissora busca sempreequacionar seus cronogramas de investimentos de modo que o seu fluxo de caixa seja maximizado,consideradas as datas de revisões qüinqüenais e a necessidade de atender seu mercado consumidorde forma adequada e com qualidade. Ademias, a Emissora busca sempre fazer investimentosprudentes e ao mesmo tempo rentáveis, uma vez que, durante as revisões qüinquënais, a ANEELpode não reconhecer na tarifa investimentos considerados imprudentes. A busca de redução doscustos unitários de investimentos pela Emissora também constitui fator de alinhamento com critériosapresentados pela ANEEL.118

• Aumento da eficiência operacional assegurando os níveis adequados de qualidade: a receita total daEmissora é determinada pela ANEEL, com base no modelo price cap, que contempla a criação, poraquela autarquia, de uma Empresa de Referência, ou seja, uma concorrente virtual para a Emissora.Assim, a Emissora visa sempre ajustar seus processos de forma a assegurar os níveis adequados dequalidade dos produtos e serviços por ela ofertados a seus clientes, devendo ainda ajustar seus gastosaos padrões mais desafiadores da Empresa de Referência.• Redução nos níveis de inadimplência e de perdas comerciais de energia: a Emissora vem sempreenvidando esforços consistentes e implementando políticas objetivas para reduzir seus níveis deinadimplência e de perdas comerciais de energia elétrica, tais como furtos e fraudes.• Mitigação dos riscos de perdas financeiras na compra e venda de energia: a Emissora visa semprereduzir os riscos na atividade de compra e venda de energia, com a formulação e revisão deestratégias e/ou táticas negociais que mitiguem perdas financeiras decorrentes do repasse nãointegral dos custos totais de compra de energia para as tarifas dos consumidores e/ou da aplicação desanções estabelecidas pela legislação vigente para desvios de mercado.A Emissora acredita que sua estratégia, embasada nos princípios e políticas acima mencionados, permite queela preste serviços de qualidade elevada possibilitando, ao mesmo tempo, uma melhora em seus resultadosoperacionais e em sua situação econômico-financeira.Além do disposto acima, a estratégia da Emissora está alinhada ao direcionamento estratégico da CEMIG, queabrange, dentre vários aspectos, os seguintes pontos relevantes:• maximização do valor para o acionista de forma sustentada;• observância de políticas de governança interna e externa;• integração dos três pilares da sustentabilidade empresarial: econômico, social e ambiental;• agregação de valor nas empresas, através da excelência na gestão de investimentos e da buscacontínua de aumento da eficiência operacional; e• aproveitamento de sinergias entre as empresas do grupo.ÁREA DE CONCESSÃOA Emissora possui concessões para a distribuição de enérgica elétrica no Estado de Minas Gerais. Em 30 dejunho de 2007, a Emissora era responsável pela distribuição de energia elétrica em uma área que abrangeaproximadamente 96,7% do Estado de Minas Gerais, correspondendo a aproximadamente 567,5 milquilômetros quadrados. A Emissora desenvolve atividades de distribuição de energia elétrica em 774municípios do Estado de Minas Gerais, atendendo a, aproximadamente, 17 milhões de habitantes, de acordocom o censo do ano de 2000.A Emissora acredita possuir a maior rede de distribuição de energia elétrica da América Latina e uma dasquatro maiores do mundo, com mais de 386 mil quilômetros de extensão, a qual se encontra em posiçãoestratégica e de vital importância dentro do Sistema Interligado do Sudeste.119

A Emissora atende 99,5% da população urbana do Estado de Minas Gerais e 93,4% da população rural doEstado de Minas Gerais. A Emissora possui, ainda, o maior índice de atendimento a consumidores de baixarenda do Brasil, qual seja, 47,1% do total de consumidores da classe residencial, representandoaproximadamente 2,4 milhões de consumidores de baixa renda. Em 30 de junho de 2007, a Emissora contavacom 6,4 milhões de consumidores ativos, sendo 5,1 milhões de consumidores residenciais.O mapa abaixo representa a área de atuação da Emissora:ÁREA DE CONCESSÃO DA CEMIG DISTRIBUIÇÃO S.A.CONTORNO_MINAS_GERAIS (1)CEMIG DISTRIBUIÇÃO S.A.CEMIGMOCOCADMECATAGUAZESLEOPOLDINABRAGANTINAESTRUTURA ORGANIZACIONALA Emissora é uma subsidiária integral da CEMIG. A estrutura organizacional da CEMIG é composta peloConselho de Administração, Conselho Fiscal, pela presidência, vice-presidência e por cinco diretorias, cujasresponsabilidades são determinadas pelo Conselho de Administração, em conformidade com o Estatuto Socialda CEMIG.120

Segue a seguir a estrutura organizacional da Emissora e da CEMIG na data deste Prospecto:DPR - PresidênciaDVP - Vice-PresidênciaDCM - Diretoria ComercialDDC - Diretoria de Distribuição e ComercializaçãoDDN – Diretoria de Desenvolvimento de Novos NegóciosDGE – Diretoria de Gestão EmpresarialDFN – Diretoria de Finanças, Relações com Investidores e Controle deParticipaçõesDGT – Diretoria de Geração e Transmissão (*)(*) A Emissora não possui designação específica para a Diretoria de Geração e Transmissão.RELAÇÕES COM O GOVERNO DO ESTADO DE MINAS GERAIS E COM O GOVERNO FEDERALDe acordo com a Lei nº 828/51, com a Lei nº 8.655/84 e com o Decreto nº 370/52, o Estado de Minas Geraisé obrigado a participar com a maioria das ações com direito a voto, no capital social da CEMIG. O Estado deMinas Gerais é o controlador da CEMIG, detentor de 50,96% de suas ações ordinárias. Nos termos dosEstatutos Sociais da CEMIG e da Emissora, os membros do Conselho de Administração e Diretoria de ambasserão idênticos. Ao Estado de Minas Gerais cabe eleger 8 dos 14 conselheiros da CEMIG e determinar oresultado de qualquer deliberação que requeira a aprovação dos acionistas, inclusive operações com partesrelacionadas, reorganizações societárias e época e valor de dividendos futuros ou juros sobre o capital. Paramais informações vide Seção “Administração da Emissora” deste Prospecto.Adicionalmente, a CEMIG se relaciona com o Governo Federal no que diz respeito à revisão tarifária,concessão para exploração do serviço de distribuição de energia, fiscalização de serviços, dentre outrosassuntos importantes para o setor, objetivando, sempre, solucionar problemas relacionados com os negóciosda Emissora.121

CONCESSÕESNos termos da Constituição Federal, as sociedades que pretendem construir ou operar unidades dedistribuição de energia no Brasil deverão obter uma autorização, permissão ou concessão da ANEEL, asquais, via de regra, são precedidas de licitação. As concessões conferem direitos exclusivos para distribuiçãode eletricidade a uma área específica por um período de tempo predeterminado, geralmente de 30 anos paranovas concessões de distribuição, e 20 anos para a renovação de concessões existentes.De acordo com o disposto nos Contratos de Concessão, as concessões detidas pela Emissora poderão serprorrogadas por prazos adicionais de 20 anos, mediante requerimento da Emissora, contanto que a Emissoratenha atendido aos padrões mínimos de desempenho e sua proposta seja aceitável ao Governo Federal.É possível também que clientes industriais de grande porte da Emissora se tornem Auto-Produtores, conformeregulados pela Lei do Setor Elétrico, com a finalidade de obter o direito de gerar eletricidade para uso próprio.De acordo com a Lei de Concessões, as concessões de energia elétrica poderão ser extintas:• pelo advento do termo final do contrato;• pela encampação dos serviços, que consiste na retomada dos serviços pelo Poder Concedente emvirtude de relevante interesse público, mediante autorização legislativa;• pela caducidade, que consiste na rescisão do contrato de concessão unilateralmente pelo PoderConcedente em decorrência de descumprimento de obrigações regulamentares ou contratuais doconcessionário, conforme apurado em processo administrativo;• pela rescisão, que poderá ser de comum acordo entre as partes ou decorrente de decisão judicialirrecorrível proferida em processo proposto pelo concessionário;• pela anulação decorrente de vício ou irregularidade constatados no procedimento ou no ato de suaoutorga; e• em caso de falência ou extinção da Emissora.Após a extinção da concessão, todos os bens vinculados ao serviço prestado, bem como todos os direitos eprivilégios cedidos ao concessionário, serão revertidos à União.Ademais, os contratos de concessão geralmente estabelecem que o controle societário da concessionáriapoderá ser transferido mediante anuência prévia da ANEEL, de maneira que o novo acionista controladordeverá assinar termo de anuência e submissão às cláusulas do contrato de concessão e a normas legais eregulamentares da concessão.Para mais informações sobre os Contratos de Concessão da Emissora vide item abaixo “Contratos deConcessão da Emissora”.CONTRATOS DE CONCESSÃO DA EMISSORAEm 10 de julho de 1997, a CEMIG, com a interveniência do Governo Estadual de Minas Gerais e da SEB,firmou quatro contratos de concessão com a União Federal, com o objetivo de regular a exploração dosserviços públicos de distribuição de energia elétrica de que a Emissora é titular em cada uma das quatroprincipais regiões geográficas da área de concessão (norte, sul, leste e oeste). Em virtude daDesverticalização, referidos contratos foram aditados em 16 de setembro de 2005, de forma a transferir asconcessões anteriormente detidas pela CEMIG para a Emissora. As concessões reguladas pelos contratos nãoconferem à Emissora direito de exclusividade relativamente aos consumidores de energia elétrica, porém aEmissora é obrigada a atender a todos os consumidores localizados na área de concessão, sem exclusão das122

populações de baixa renda e das áreas de baixa densidade populacional, inclusive as rurais. Os prazos dasreferidas concessões vencem em 18 de fevereiro de 2016. Para assegurar a continuidade e qualidade doserviço público e com base nos relatórios técnicos sobre regularidade e qualidade dos serviços prestados pelaEmissora, preparados pelo órgão técnico de fiscalização, os prazos das referidas concessões poderão serprorrogados pela ANEEL por igual período de 20 anos, mediante requerimento da Emissora.Nos termos das concessões detidas pela Emissora, esta se obriga, dentre outras a manter um nível mínimo deregularidade, continuidade, eficiência, segurança e cortesia na prestação de seus serviços, devendo satisfazer ademanda do mercado de energia elétrica. Caso haja inobservância dos índices de continuidade defornecimento de energia elétrica, bem como violação dos índices de qualidade de serviço relativos à tensão defornecimento ou outros aspectos estabelecidos em regulamentos específicos que afetem a qualidade doserviço de energia elétrica, a Emissora estará sujeita a multas pecuniárias.A Emissora obriga-se também a estabelecer novas instalações e a ampliar e modificar as existentes, de modoa garantir o atendimento da atual e futura demanda de seu mercado de energia elétrica. Adicionalmente, aEmissora deverá implementar medidas que tenham por objetivo a conservação e o combate ao desperdício deenergia, devendo elaborar, para cada ano subseqüente, programa de incremento à eficiência no uso e na ofertade energia elétrica que contemple a aplicação de recursos.Os contratos estabelecem também as tarifas que deverão ser cobradas dos consumidores pelos serviçosprestados pela Emissora, bem como a fórmula pela qual as tarifas deverão ser anualmente reajustadas. Oscontratos concedem à Emissora acesso livre a propriedades de domínio público, direito de passagem, e odireito de promover desapropriações e instituir servidões administrativas sobre bens declarados de utilidadepública para que possa prestar adequadamente os serviços de distribuição de energia elétrica, podendoinclusive oferecê-los em garantia.Os contratos determinam ainda que o DNAEE (ou uma agência substituta - atualmente a ANEEL),supervisionará a Emissora na prestação de serviços de transmissão de energia elétrica e estabelecepenalidades no valor máximo de 0,1% do faturamento anual da Emissora no caso de não cumprimento decertas condições. Como parte desses contratos, a Emissora é uma prestadora de serviços de utilidade pública edeverá receber autorização da União caso pretenda exercer outra atividade empresarial, e desde que asreceitas auferidas com outra atividade empresarial sejam contabilizadas em separado e sejam parcialmentedestinadas a propiciar a modicidade das tarifas do serviço de distribuição de energia elétrica.Nos termos dos contratos, os serviços de distribuição de energia elétrica poderão ser interrompidos emsituação de emergência ou após o prévio aviso por motivo de ordem técnica ou falta de pagamento. Alémdisso, a Emissora poderá fornecer energia elétrica, em caráter provisório, a consumidores localizados fora desua área de concessão, mediante condições previamente ajustadas com o concessionário local. Os contratosestipulam ainda os direitos dos consumidores, as condições dos contratos de fornecimento de energia elétricaentre a Emissora e os usuários finais e a obrigatoriedade de a Emissora manter registros das solicitações ereclamações dos consumidores, devendo a Emissora ainda organizar e manter um conselho de consumidores.DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICAA principal atividade da Emissora consiste na prestação de serviço público distribuição de energia elétrica.Em 30 de setembro de 2007, a Emissora era uma das maiores concessionárias de distribuição de energiaelétrica no Brasil em termos de GWh vendidos a usuários finais e a primeira em número de consumidoresatendidos.A Emissora detém em sua área de concessão a distribuição exclusiva para clientes que necessitam de menosde 3 MW de eletricidade de voltagem abaixo de 69 kV. As operações de distribuição da Emissora consistemda transferência de eletricidade a partir do sistema de transmissão a subestações de distribuição e a seguir aconsumidores finais. Em 30 de setembro de 2007, a Emissora fornecia diretamente 39,2% da eletricidadefaturada pelo mercado CEMIG Consolidada, a uma área geográfica que compreende aproximadamente 96,7%do Estado de Minas Gerais.123

A Emissora tem um sistema de distribuição que é um dos maiores da América Latina, tendo registrado umcrescimento anual médio 2,1% nas atividades de distribuição, no período compreendido entre os anos de 1997e 2006. A Emissora detém e opera 435.788 quilômetros de redes de subtransmissão e distribuição. Em 30 desetembro de 2007 a rede de distribuição da Emissora possuía uma capacidade instalada de 8.145 MVA,englobando 672.864 transformadores de distribuição, 358 subestações de distribuição e 1.546 alimentadores.Em 30 de setembro de 2007, a rede de distribuição da Emissora media 419.383 quilômetros, em comparaçãocom 386.785 quilômetros em 30 de setembro de 2006, e a rede de subtransmissão da Emissora media 16.405quilômetros, em comparação com 16.080 quilômetros em 30 de setembro 2006.Da eletricidade fornecida pela Emissora aos usuários finais e outras concessionárias no Estado de MinasGerais no exercício findo em 31 de dezembro 2006, foram fornecidos 24,2% a clientes industriais, 33,3% aclientes residenciais, 19,3% a clientes comerciais e 23,2% a clientes rurais e outros. No período de novemeses findo em 30 de setembro de 2007, tais percentuais foram de 23,4%, 33,3%, 19,6% e 23,7%,respectivamente.No exercício encerrado em 31 de dezembro de 2006, a Emissora registrou acréscimos de 230 mil novosconsumidores faturados e no período de nove meses findo em 30 de setembro de 2007, o acréscimo foi de 167mil novos consumidores.Em 2006 e no período de nove meses findo em 30 de setembro de 2007, as vendas da Emissorarepresentaram, respectivamente, 5,7% e 5,6% do consumo total de eletricidade no país. No exercícioencerrado em 31 de dezembro de 2006, a Emissora faturou 6,2 milhões de consumidores ligados à sua rede dedistribuição, inclusive clientes ligados como parte dos programas de eletrificação rural e urbana.Sistema de DistribuiçãoO sistema de distribuição da Emissora está dividido em 7 malhas regionais, todas operando de formasatisfatória, descritas abaixo:Malha CentroEsta malha é responsável por 32,9% do mercado da Emissora, atendendo a toda a região metropolitana deBelo Horizonte. O consumo do setor industrial corresponde a 8,2% do total de energia fornecida pelaEmissora. A região possui 20 consumidores ligados à malha de alta tensão. Esta região possui participaçãorelevante das classes residencial, industrial e comercial, tanto na demanda quanto no consumo de energiaelétrica, cujo atendimento, em alguns pontos do sistema, necessita de reforços de transmissão e distribuiçãonos próximos anos, permitindo, assim, o atendimento à expansão do mercado e a manutenção dos índices dequalidade.Abaixo, destacamos os principais empreendimentos planejados para esta malha:• Construção das sub-estações Igarapé 2 (previsto para abril de 2008), Betim 5 (previsto para setembrode 2009) e ampliação da SE Nova Lima 1 (previsto para novembro de 2008) – estesempreendimentos permitirão aumento de capacidade para atendimentos a novas cargas.• Construção da nova linha de transmissão subterrânea de 138kV para o eixo Barro Preto – Gutierrez(previsto para junho de 2009) e recapacitação de várias linhas de transmissão de 138kV, permitindoaumento da confiabilidade e flexibilidade da malha.• Plano de reforço do sistema de alta tensão da região Sete Lagoas/Pedro Leopoldo (previsto para maiode 2009) – estas obras permitirão atendimento a novas cargas.124

Malha LesteEsta malha é responsável por aproximadamente 11,1% do mercado da Emissora, sendo que o suprimento aosetor industrial corresponde a 1,4% do total de energia fornecida pela Emissora que é consumida por 8clientes industriais atendidos em alta tensão.Abaixo, destacamos os principais empreendimentos planejados para esta malha:• Interligação da SE de transmissão Araçuaí 2 - 230/138 kV com a SE Padre Paraíso - 138 kV(previsto para outubro de 2007) – esta interligação irá melhorar os níveis de tensão na região.• Construção da LT Governador Valadares 2 - Central de Minas 138 kV (op. 69kV) – (previsto parafevereiro de 2009) - melhoria no nível de tensão na área de Central de Minas / Mantena.• Instalação do terceiro auto-transformador 138/69-13,8 kV 15MVA, na SE Peçanha 2 (previsto paramaio de 2008) – esta obra aumentará a capacidade de atendimento a novas cargas.• Construção da SE Barão de Cocais 4 138/69-13,8 kV 2x33/33-11,6 MVA (previsto para dezembrode 2008) – esta obra aumenta a capacidade de atendimento a novas carga na região.Malha MantiqueiraEsta região responde por 10,3% do mercado da Emissora, possuindo 22 consumidores atendidos em altatensão. Para atender seu crescimento de mercado, influenciado especialmente pelo desempenho do setorindustrial, estão previstas algumas obras de distribuição para os próximos anos. Para dar suporte a essesreforços de distribuição também estão previstos reforços de transmissão, garantindo o atendimento a novosprojetos industriais e ao mercado em geral, dentro dos padrões de qualidade estabelecidos pela legislação.Abaixo, destacamos os principais empreendimentos planejados para esta malha:• Construção da SE Juiz de Fora 8 (previsto para maio de 2009) – esta sub-estação permitirá umareestruturação do sistema de média tensão da região de Juiz de Fora.• Introdução do 138 kV na SE Itabirito (previsto para maio de 2010) – esta obra permitirá atendimentoa novos consumidores na região.• Ampliação da SE São João Del Rei 2 (previsto para janeiro de 2008) – esta sub-estação permitiráatendimento a novas cargas na região de São João Del Rei.Malha NorteÉ a região do estado de maior extensão territorial e corresponde a 8,7% do mercado da Emissora, e atende a18 consumidores de alta tensão. Para permitir a expansão do mercado regional, cuja influência das classesindustrial e rural (irrigação) tem sido relevante, estão definidos diversos reforços de transmissão e distribuiçãopara os próximos anos, permitindo o atendimento à expansão do mercado e a manutenção dos índices dequalidade, conforme legislação aplicável.Abaixo, destacamos os principais empreendimentos planejados para esta malha:• Construção das sub-estações Lontra e São Francisco 4 (previsto para junho de 2008) – estas obrasaumentarão a capacidade do eixo 34,5 kV Januária 3 – São Francisco 1.• Construção da sub-estação Porteirinha 2 (previsto para fevereiro de 2009) e seções de LT Porteirinha2 – Mato Verde e Mato Verde.125

• Monte Azul (março/2009) e da linha de transmissão Salinas – Taiobeiras (previsto para setembro de2008) – estes empreendimentos permitirão atendimento a novas cargas das regiões de Espinosa eTaiobeiras.Malha OesteO consumo do setor industrial nesta região corresponde a 4,6% do total de energia fornecida pela Emissora.Esta região possui 15 consumidores atendidos em alta tensão. Destacam-se na participação do mercado destaregião as classes industrial e residencial, cujo atendimento e manutenção da qualidade da energia, nospróximos anos, requererá reforços nas linhas de transmissão e distribuição de energia.Abaixo, destacamos o principal empreendimento planejado para esta malha:• Implantação da sub-estação Cláudio 2 (previsto para dezembro de 2008) e ampliação da sub-estaçãoCarmópolis de Minas (previsto para agosto de 2008) - estas obras garantirão atendimento aomercado previsto e liberação de novas cargas.Malha SulA região da malha sul atende a 10,8% do mercado da Emissora e conta com 3 usinas hidrelétricas e 5pequenas centrais hidrelétricas. Esta região possui 8 consumidores servidos em alta tensão. Os principaisreforços regionais planejados, para os próximos anos, estão voltados especialmente para viabilizar ocrescimento vegetativo do mercado, cuja participação da classe residencial é predominante. Adicionalmente,esses reforços de distribuição visam manter os índices de qualidade, conforme legislação aplicável.Abaixo, destacamos o principal empreendimento planejado para esta malha:• Ampliação das sub-estações Muzambinho 2 e Guaxupé (previsto para julho de 2009) e Ampliação daAlfenas 1 (previsto para novembro de 2008) – estas obras garantirão atendimento de novas cargas.Malha TriânguloO Triângulo Mineiro é a região do estado de Minas Gerais que detém a maior concentração da geraçãohidrelétrica. Esta região responde por 14,8% do mercado da Emissora e possui 15 consumidores servidos emalta tensão. Destacam-se nesta região, além das classes residencial, comercial e industrial, a classe rural, ondeo agronegócio exerce importante influência na economia regional e no consumo e demanda de energiaelétrica. Para sustentar o crescimento de todo este mercado, estão planejadas para os próximos anos diversasobras de expansão do sistema de distribuição.Abaixo, destacamos o principal empreendimento planejado para esta malha:• Ampliação das sub-estações Prata (previsto para janeiro de 2009), Coqueiros (previsto para outubrode 2008), Carneirinho (previsto para novembro de 2008) e Tupaciguara (previsto para novembro de2008) - estas obras permitirão atendimento a novas cargas na região.As tabelas a seguir fornecem informações operacionais do sistema de distribuição da Emissora, nas datasindicadas:126

Extensão de Linhas de Subtransmissão em Quilômetros(a partir das estações de transmissão às subestações de distribuição)Capacidade da rede de distribuição Em 30 de setembro de 2007161 kV 55138 kV 10.87469 kV 4.51034.5 kV + Outras 966Total 16.405Fonte: CompanhiaExtensão da Rede de Distribuição em Quilômetros(a partir das subestações da distribuição aos consumidores finais)Tipo de Redes de Distribuição Em 30 de setembro de 2007Redes de distribuição urbanas aéreas 85.502Redes de distribuição urbanas subterrâneas 759Redes de distribuição rurais aéreas 333.122Total 419.383Fonte: CompanhiaOUTRAS ATIVIDADESA Emissora também presta serviços de consultoria por meio de contratos específicos firmados comcompanhias do setor de energia elétrica em vários países.COMPRAS DE ENERGIA ELÉTRICANo exercício findo em 31 de dezembro de 2006, a Emissora comprou de Itaipu 12.109 GWh de eletricidade,representando aproximadamente 60,6% da eletricidade vendida pela Emissora a consumidores finais. Nomesmo ano de 2006, a Emissora comprou 1.057 GWh de eletricidade da CEMIG GT e 12.866 GWh deprodutores independentes, de cogeração e de outras concessionárias. Na liquidação de curto prazo na CCEE, aEmissora comprou 4.025 GWh e vendeu 4.650 GWh de eletricidade.Já no período de nove meses findo em 30 de setembro de 2007, a Emissora comprou de Itaipu 9.071 GWh deeletricidade, representando aproximadamente 59.1 % da eletricidade vendida pela Emissora a consumidoresfinais, e comprou 9.008 GWh de eletricidade do ambiente de contratação regulada e 1.473 GWh do SistemaInterligado, de cogeração e de outras concessionárias. Na liquidação de curto prazo na CCEE, a Emissoracomprou 3.505 GWh e vendeu 3.471 GWh de eletricidade.Tendo em vista que a Emissora compra eletricidade de Itaipu e de outras companhias elétricas, o uso da redede transmissão exige o pagamento de tarifas programadas ao ONS. No exercício encerrado em 31 dedezembro de 2006, a Emissora efetuou pagamentos que totalizaram R$70 milhões ao ONS, e no período denove meses findo em 30 de setembro de 2007, foram pagos, aproximadamente, R$54 milhões ao ONS.ItaipuItaipu é a maior usina hidrelétrica em operação do mundo, com capacidade instalada de 12.600 MW. AEletrobrás, uma holding controlada pelo Governo Federal, detém participação de 50% em Itaipu, e osrestantes 50% são detidos pelo Governo do Paraguai. O Brasil é obrigado, de acordo com um tratado de 1973celebrado com o governo do Paraguai, a comprar a totalidade da eletricidade gerada por Itaipu que não forconsumida pelo Paraguai. Na prática, o Brasil, em geral, compra mais de 95% da eletricidade de Itaipu.A Emissora é uma das 19 companhias elétricas que operam nas regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste do Brasilobrigadas a comprar, em conjunto, a totalidade da eletricidade gerada por Itaipu que cabe ao Brasil. OGoverno Federal aloca a parcela do Brasil de eletricidade de Itaipu entre referidas companhias elétricas emmontantes proporcionais à sua respectiva participação histórica de mercado nas vendas de eletricidade totais.Em 30 de junho de 2006, a Emissora era obrigada a comprar aproximadamente 17,3% da totalidade daeletricidade comprada pelo Brasil de Itaipu. Certas concessionárias do Sul, Sudeste e Centro-Oeste, incluindo127

a Emissora, são obrigadas a comprar a energia de Itaipu a tarifas fixas de forma a custear as despesasoperacionais de Itaipu e os pagamentos de principal e juros sobre os empréstimos em Dólares de Itaipu, bemcomo o custo de transmissão dessa energia ao Sistema Interligado. Essas tarifas estão acima da médianacional para fornecimento de eletricidade de grandes volumes, sendo calculadas em Dólares. Dessa forma, asflutuações da taxa de câmbio do Dólar para o real afetará o custo, em termos reais, da eletricidade que aEmissora é obrigada a comprar de Itaipu. Historicamente, a Emissora tem sido capaz de recuperar o custodessa eletricidade repassando as tarifas de fornecimento aos consumidores finais. De acordo com o respectivocontrato de concessão, os aumentos das tarifas poderão ser repassados ao consumidor final medianteaprovação da ANEEL.No exercício de 2006, a Emissora reconheceu no seu resultado as despesas de R$1.011 milhão, referentes apagamentos a Furnas/Eletrobrás para o suprimento de energia elétrica e transporte de potência de Itaipu. Noperíodo de nove meses findo em 30 de setembro de 2007, tais despesas foram de R$888 milhões.Compras na Câmara de Compensação de Energia Elétrica (CCEE) e Contratos IniciaisEm agosto de 1998, a ANEEL emitiu uma deliberação instituindo um sistema por meio do qual a compra evenda de energia pelos distribuidores no atacado seriam regidas por contratos de fornecimento inicial. Essescontratos são negociados a tarifas e volumes predeterminados aprovados pela ANEEL, que estabeleceu osvolumes e voltagens a serem fornecidos nos termos de contratos de fornecimento inicial em 2000 e 2001. Apartir de 2003 a eletricidade objeto de contratos de fornecimento inicial aprovados pela ANEEL foi reduzidaem 25% por ano, em relação a 2001, até a sua extinção em 2006.Em 2005, a Emissora comprou 8.307 GWh de energia através desses contratos iniciais, sendo que em 2006,conforme regulação da ANEEL, esses contratos passaram a não mais existir, e foram substituídos porContratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado – CCEAR.Com a redução e a posterior extinção dos contratos iniciais, as distribuidoras de energia elétrica passaram acomprar energia no Ambiente de Contratação Regulada – ACR da Câmara de Compensação de EnergiaElétrica – CCEE, através de leilões de energia organizado pela CCEE, onde as distribuidoras compramenergia elétrica diretamente das geradoras para atender suas necessidades de energia.Em 2006 e no período de nove meses findo em 30 de setembro de 2007, a Emissora comprou,respectivamente, 12.188 GWh e 9.008 GWh dos Contratos de Comercialização de Energia no AmbienteRegulado – CCEAR.PERDAS DE ENERGIAOs resultados financeiros da Emissora são afetados por perdas de energia elétrica, uma vez que essa energiapoderia de outra forma ter sido distribuída a consumidores finais ou outras concessionárias. As perdas deenergia estão divididas em duas categorias básicas: perdas técnicas e perdas não-técnicas (ou comerciais).As perdas técnicas são o resultado inevitável do processo de transformação e do transporte de energia elétricapelos 425.569 km de linhas de subtransmissão e de distribuição que a Emissora opera. Para minimizar perdastécnicas são realizadas, constantemente, avaliações rigorosas e regulares da qualidade do fornecimento deeletricidade. Rotineiramente, a Emissora reforça e expande os sistemas de transmissão e de distribuição paramanter padrões de qualidade e confiabilidade e, conseqüentemente, reduzir perdas técnicas. Além disso, aEmissora opera os sistemas de transmissão e distribuição em determinados níveis de especificidades paraminimizar perdas.As perdas de demanda e de energia são inerentes à operação de qualquer sistema elétrico, e devem sercontidas em níveis adequados ou “econômicos”, considerado como nível econômico aquele resultante de umequilíbrio entre investimentos e custo anual das perdas, sendo buscado pela Emissora um valor de perda queminimiza a função “Custo Global”.128

Em 2005, a CEMIG foi desverticalizada e suas atividades de geração, transmissão e distribuição de energiapassaram a ser gerenciadas em duas empresas distintas, atendendo dessa forma à determinação legal instituídapelo novo marco regulatório do setor elétrico brasileiro.Em função dessa desverticalização e seguindo uma estratégia comercial da CEMIG, uma parcela significativade clientes migrou do mercado cativo da Emissora para o mercado livre na CEMIG GT, alterando ofaturamento da Emissora em 2005.Esse evento gerou um fator não recorrente no faturamento para a Emissora, em janeiro de 2005, que, emdecorrência do cálculo das perdas não-técnicas considerar os valores faturados no ano civil, afetou o montantede perdas calculado em 2005.Em 2006, a Emissora passou a dispor de 12 meses de faturamento ajustados à empresa desverticalizada e livrede fatores não recorrentes. Dentro desse quadro e considerando a nova metodologia de cálculo das perdas,implantada em 2004 justamente para melhor apurar e representar as perdas nesse novo cenário regulatório,também a partir de 2004 a Emissora passou a dispor de uma apuração das perdas livre de efeitos nãorecorrentes, devendo servir de referência para as perdas nos próximos anos.As perdas totais no sistema da Emissora em 2006 foram de 5.048.729 MWh, sendo 1.351.695 MWh nosistema de alta tensão (AT) e 3.697.034 MWh nos sistemas de média e baixa tensão.A desagregação dessas perdas por origem resulta em 3.859.534 MWh de perdas técnicas e 1.189.195 MWh deperdas não-técnicas. As perdas técnicas representaram cerca de 76,4% das perdas totais em 2006.A variação das perdas totais verificadas no ano de 2006 em relação a 2005 decorre principalmente dosseguintes fatores:• Baixa base de comparação em 2005: a migração em massa de clientes cativos para o mercado livreem dezembro de 2004 provocou um evento de faturamento em janeiro de 2005 que reduziu as perdasnão-técnicas apuradas naquele mês, afetando as perdas totais apuradas do ano para a Emissora.Como já citado, trata-se de um evento não recorrente;• Maximização da geração na região sudeste do país, determinada pela ONS, incluindo as geraçõesconectadas à rede da Emissora, para atender a operação otimizada do sistema interligado nacional esuprir o déficit de energia na região sul do Brasil devido à estiagem ocorrida naquela região noperíodo de maio a setembro de 2006;• Significativa expansão da rede de distribuição para atender aos programas de eletrificação; e• Aumento da carga na rede de distribuição da Emissora.Historicamente, as perdas não-técnicas na Emissora constituem a menor parcela de suas perdas totais. No anode 2006, em torno de 23,6% das perdas totais de 5.048.729 MWh da Emissora eram perdas não-técnicas.Essas perdas não-técnicas resultam da diferença do balanço energético da Emissora, ou seja, elas sãocalculadas subtraindo-se dos recursos totais a energia faturada e as perdas técnicas.As perdas não-técnicas contém vários componentes, dentre as quais destacam-se:• Fraude e roubo de energia;• Erros de ligação e defeitos na medição;• Faturamento por estimativa;• Falhas no cadastro de clientes; e• Classe de precisão dos equipamentos de medição.129

A gestão das perdas é acompanhada através de indicadores do BSC (Balanced Score Card), cujos objetivossão estabelecidos nas diversas áreas da Emissora. Por meio destes indicadores, a sustentabilidade elucratividade do processo de proteção da receita são avaliados.A Emissora tem desenvolvido várias iniciativas visando uma melhor gestão e redução das perdas não-técnicase, conseqüentemente, a reversão da tendência de crescimento das perdas não-técnicas no médio prazo, taiscomo:• Aprimoramento contínuo do Sistema de Gestão de Ordens de Inspeção, buscando uma melhor taxade acerto na seleção de alvos a inspecionar;• Adequação do número de equipes de inspeção e combate a perdas não técnicas;• Aquisição de novos equipamentos para melhor identificação e registro de irregularidades;• Manutenção da certificação com base na Norma ISO 9001 e obtenção da verificação do InstitutoNacional de Metrologia e Qualidade Industrial (Inmetro) dos laboratórios metrológicos daEngenharia de Medição;• Implantação de um sistema corporativo para controle e rastreabilidade de selos ou lacres utilizadosem medidores e outros componentes do sistema de medição;• Início do Projeto Conviver em diversas comunidades populares da Região Metropolitana de BeloHorizonte e do interior do Estado, abrangendo cerca de 300 mil residências, previsto para o períodode 2006 a 2010, apoiado por Agentes Comunitários, com ações para redução das perdas de energia eeficiência energética;• Avaliação metrológica de lotes de medidores em final de vida útil, visando a identificação de lotescom desempenho inadequado para eventual substituição;• Realização de estudos e alteração das Especificações Técnicas de medidores de energia paramigração para a tecnologia eletrônica; e• Inicio de implantação do novo Sistema de Gestão de Clientes, da empresa SAP, o qual incorporarádiversas melhorias no que se refere a seleção de alvos a inspecionar, ao cálculo das diferenças areceber e toda a gestão do processo de perdas comercias.A tabela abaixo apresenta dados relacionados às perdas técnicas e não técnicas do segmento de distribuição daEmissora nos anos de 2005 e 2006.Perda Global (Técnica e não Técnica)Período: 2005 / 2006Ano Técnica Não Técnica GlobalMWh % MWh % MWh %2005 3.315.588 8,03 370.829 0,90 3.686.417 8,932006 3.859.534 9,02 1.189.195 2,78 5.048.729 11,80Fonte: Companhia130

Perda Global (Técnica e não Técnica)Periodo 2005/2006Volume (Milhares de MWh)6.0005.0004.0003.0002.0001.00002005 2006Técnica Não Técnica GlobalFonte: CompanhiaINVESTIMENTOSHistoricamente, o setor de distribuição de energia elétrica no Brasil vem se destacando pelo elevado volumede investimentos, ainda insuficientes para o atendimento da constante demanda. A tabela a seguir apresenta osvalores dos investimentos realizados pela Emissora no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2006 e noperíodo de nove meses findo em 30 de setembro de 2007:Investimentos (Em R$Milhões) 200630 de setembro de2007Distribuição 1.154 523Subtransmissão 84 52Total 1.238 575Fonte: CompanhiaOs investimentos realizados pela Emissora são necessários, não só para melhoria da eficiência de seu sistemade distribuição, de forma a evitar os riscos de cortes de energia, sobrecargas do sistema e exaustão dosequipamentos, como também para atender a novos consumidores, eliminar passivos ambientais e atendereventuais exigências da ANEEL.A Emissora possui um Comitê de Priorização de Obras - CPO, que vem atuando na análise dos projetos deexpansão constantes do plano qüinqüenal de negócios, recomendando à Diretoria Executiva a execuçãodesses projetos e garantindo que o retorno mínimo exigido por seu Conselho de Administração seja atendido.Nos próximos 5 anos, a Emissora planeja investir R$4.714 milhões em suas atividades. Tais investimentosvisam, principalmente: (i) conectar cerca de 208 mil novos clientes urbanos e rurais por ano; (ii) atingir 100%das áreas rurais cuja área atingida ainda está na casa de 89,8%; (iii) reduzir perdas de energia; e (iv) ampliarsua participação no mercado de distribuição.131

O quadro a seguir discrimina os valores dos investimentos planejados pela Emissora para os próximos 5 anos:Anos Investimentos (R$ milhões)2008 1.2332009 1.1682010 1.1102011 6642012 539Total 4.714Fonte: CompanhiaA informação constante na tabela acima reflete as atuais expectativas da Emissora. A Emissora não tem comoassegurar que seu plano de investimentos será implementado conforme acima descrito ou que os recursos paraa realização de tais investimentos estarão disponíveis quando necessários. Desta forma, seu plano deinvestimentos poderá sofrer mudanças ao longo de sua implementação. A Emissora não está obrigada ainvestir tais valores. A administração da Emissora espera realizar os investimentos acima descritos por meiode recursos próprios, empréstimos bancários (rolagem de dívidas) e de financiamentos de organismosmultilaterais e da Eletrobrás, bem como de emissões de títulos e valores mobiliários.Como subsidiária integral da CEMIG, uma sociedade de economia mista, a Emissora enfrenta, atualmente,limitações em sua capacidade de obtenção de financiamentos, estando sujeita a restrições quanto à suacapacidade de celebrar certas transações financeiras internacionais nos termos das leis e regulamentos emvigor no Brasil. Dessa forma, a Emissora necessita aprovação prévia do Ministério da Fazenda brasileiro e doBanco Central para realizar operações de emissões de títulos, empréstimos ou financiamentos paraimportação, na medida em que tais transações envolvem a realização de pagamentos mediante a compra demoeda estrangeira no Brasil para remessa ao exterior. Ademais, as instituições financeiras no Brasil estãosujeitas às restrições de exposição a risco relativo a governos estaduais, órgãos governamentais e estatais. Asrestrições mencionadas neste parágrafo não têm impedido a obtenção de financiamentos, embora não se possagarantir que a capacidade da Emissora de obter financiamento não será obstada por futuras restrições. Se forincapaz de levantar o capital suficiente mediante mercados domésticos ou deixar de obter a aprovaçãonecessária para obter fundos suficientes no mercado internacional, a Emissora poderá enfrentar fluxos decaixa insuficientes para atender os dispêndios estimados de capital, fazendo com que seus resultadosfinanceiros sejam prejudicados.Ampliação da Capacidade de DistribuiçãoO plano de expansão da capacidade de distribuição da Emissora para os próximos cinco anos baseia-se emprojeções de crescimento de mercado. Segundo previsões da Emissora, esse crescimento será aumentado porligações de novos clientes, aumentos da utilização de eletricidade entre os clientes existentes e necessidadesadicionais de distribuição de eletricidade decorrentes dos novos projetos de Produtor Independente de Energia– PIE. De acordo com a legislação aplicável, os PIEs têm direito de utilizar a rede de distribuição da Emissoramediante pagamento de certas taxas. Nos próximos cinco anos, segundo as previsões da Emissora, serãoligados 805.000 novos clientes urbanos e 177.000 novos clientes rurais. Em decorrência desse crescimento, aEmissora deverá acrescentar mais 696.000 postes de rede de distribuição de média voltagem, 25 subestaçõesabaixadoras à sua rede de distribuição, aumentando a capacidade instalada da rede em 2.112 MVA. Nospróximos cinco anos, a Emissora pretende investir aproximadamente R$3,42 bilhões na ampliação de suacapacidade de distribuição.132

Projetos Relativos à DistribuiçãoDentre os principais projetos de distribuição da Emissora, destacam-se os seguintes:Programa “Luz para Todos” – Universalização do acesso e uso da energia elétricaA universalização do acesso e uso da energia elétrica se tornou obrigatória através de lei federal que atribuiu àANEEL a tarefa de estabelecer metas de universalização do acesso ao serviço público de energia elétrica, nasquais o atendimento de novas ligações, para unidades consumidoras com carga instalada de até 50 KWatendidas em tensão secundária, deverá ser realizado sem ônus de qualquer espécie para o solicitante.O Programa instituído pelo Governo Federal em 2003 e denominado “Luz para Todos”, objetivou antecipar ameta de completar 100% da eletrificação no país até 2008, sem qualquer ônus para o consumidor.O Programa foi formatado inicialmente com um orçamento estimado pela Emissora em R$1.641 milhões,sendo necessária a construção de 65 mil Km de rede rural para atendimento a 176 mil clientes.Estrutura de Financiamento do Programa - R$ milhões361605305209161Governo Federal (RGR, CDE) Financiamento EletrobrásGoverno EstadualLucro SocialCEMIGDo orçamento estimado para o Programa, 22%dos recursos são oriundos de repasse da Contade Desenvolvimento Energético – CDE(Governo Federal), 18,6% de financiamento daELETROBRÁS (a ser pago pela Emissora),9,8% de benefícios fiscais de ICMS (GovernoEstadual) e 49,6% de recursos próprios daEmissora.Fonte: CompanhiaObjetivando o cumprimento da meta e do cronograma estabelecidos para conclusão do Programa Luz paraTodos, em junho de 2005 a Emissora assinou contratos com empreiteiras com experiência em integração degrandes empreendimentos, para ligação de cerca de 140 mil clientes rurais do mercado potencial identificadona sua área de concessão, em regime de empreitada parcial.Em Minas Gerais, o Programa Luz para Todos, executado pela Emissora, é o 4º maior do País, considerando omercado potencial a ser atendido. Em função do aumento contínuo do mercado potencial para atendimentoem todo o Estado, devido à ocorrência de desmembramentos de propriedades, construção de novasresidências e ao próprio crescimento vegetativo, a execução do programa continuará no ano de 2008.Até o final de setembro de 2007, 423 municípios já estavam com suas obras concluídas de acordo com omercado potencial inicialmente levantado e outros 252 municípios estavam com as obras em andamento, 78em fase de projeto e 21 não tinham iniciado suas atividades. Foram ligadas aproximadamente 36 milpropriedades rurais em 2007. Até 30 de setembro de 2007, o número de propriedades ligadas era deaproximadamente 189.510 propriedades rurais.Programa Campos de LuzCom um custo orçado de R$18 milhões, esse Programa tem por objetivo incentivar a prática de esportes coma iluminação de campos de futebol, através de um convênio entre a Emissora e o Governo do Estado de MinasGerais. Com a iluminação dos campos de futebol, permitindo a prática de esportes à noite, a violência e acriminalidade nas áreas circunvizinhas estão tendo uma acentuada redução. De acordo com o Instituto dePesquisa Olhar, 92% dos moradores entrevistados aprovaram a iluminação do campo em sua comunidade.Até 30 de setembro de 2007, 330 campos haviam sido iluminados e até dezembro de 2008 estão previstas as133

iluminações de mais 50 campos. A implementação desse Programa conta com R$9 milhões a serem gastospela Emissora e R$ 9 milhões a serem gastos pelo Estado de Minas GeraisPrograma Nacional de Iluminação Pública Eficiente – ReluzO objetivo principal deste programa é modernizar os sistemas de iluminação pública com a introdução detecnologia mais eficiente, visando a redução do consumo de energia elétrica no horário de ponta do sistemaelétrico, com diminuição dos gastos com operação e manutenção e aumento da segurança nas vias públicas.Em 2006, foram modernizados cerca de 150.000 pontos de iluminação pública, principalmente em BeloHorizonte, com investimentos de R$35 milhões, levando a uma redução anual de 4.760 KW de demanda,21.000 MWh no consumo de energia e de cerca de R$3 milhões na fatura anual de energia das prefeituras.Os projetos de eficientização em Iluminação Pública consistem da substituição de luminárias, reatores, relés elâmpadas a Vapor de por equipamentos a Vapor de Sódio.Foi negociado também o projeto de iluminação na rodovia MG-010, que é o principal acesso de BeloHorizonte ao Aeroporto Internacional Tancredo Neves, em Confins. Já foram implantados cerca de 8,77 kmde extensão de Rede de Distribuição Subterrânea, para alimentação do sistema de iluminação pública nos22,54 km de rodovia entre Belo Horizonte e o aeroporto. Esse projeto complementou a expansão dailuminação pública nesse importante corredor de tráfego da cidade com a utilização de tecnologia maiseficiente, atendendo aos trechos ainda não iluminados, totalizando cerca de 13,76 km de expansão de rede,com um custo total de R$2 milhões.Programa Cresce MinasComo resultado da realização do diagnóstico do sistema elétrico de distribuição para atendimento àsexigências do mercado e dos órgãos reguladores, foi constituído um programa de obras, denominado CresceMinas. Esse programa deverá ser executado em 3 anos, tendo sido iniciado em 2006, no valor global deR$759 milhões, visando:• à recuperação das condições do sistema elétrico para o atendimento ao mercado de Minas Geraisfrente à retomada do crescimento;• à expansão da irrigação e agronegócios;• ao restabelecimento das condições operativas do sistema da Transmissão e Distribuição; e• à manutenção dos níveis de qualidade de serviço dentro dos parâmetros regulados.Este conjunto de obras beneficiará aproximadamente 340 municípios (41% do total de municípios de MinasGerais), uma população aproximada de 4,1 milhões e cerca de 1,1 milhão de consumidores em todo o Estado.Desse montante, o valor do investimento com recursos próprios para 2006, exclusivamente para reforço dosistema de média tensão da distribuição, foi de R$13,2 milhões, de um total de R$270,8 milhões, que serãocompletados através de obras na modalidade turn-key ao longo desse ano e dos anos de 2008 e 2009.Pólo Citricultor do Triângulo MineiroA execução de obras de subtransmissão e de distribuição de média tensão para atendimento ao PóloCitricultor do Triângulo Mineiro, que totalizam R$26,3 milhões, visa disponibilizar a energia elétrica paraligação de cargas de irrigação, de forma a incrementar a consolidação e ampliação do agronegócio regionaldos produtores de laranja e outros, como parte do projeto Irriga Minas do Governo do Estado. Estima-se queserão beneficiadas, aproximadamente 26 propriedades, compreendendo uma área de 9.036 ha, com umademanda de 19 MVA.134

Projetos de Agregação de Valor – PAVA Emissora adota a filosofia de implementação de Projetos de Agregação de Valor – PAV para itens críticosassociados às suas atividades operacionais. Esses projetos abordam o conceito de sustentabilidade financeirade processos, através de receitas agregadas ou custos evitados. Destacam-se os seguintes:• PAV de mediçãoO projeto PAV de Medição contempla ações previstas em um Plano Diretor de Medição da Emissora, que sãofortemente ligadas à questão das perdas não técnicas, seja pela eliminação de parte delas, devida àobsolescência da medição atual, seja pela forma com que segrega os mais importantes consumidores, evitandoperdas, através da adoção de processos diferenciados dos aplicados às unidades consumidoras de forma geral.Destaca-se ainda que o projeto prevê a mudança do patamar tecnológico do sistema de medição da Emissora,contribuindo para a tomada de decisão de investimentos em reformas físicas de rede a partir de informaçõesde níveis de tensão, interrupções, operação normal e sob contingência e outras funções ligadas à qualidade deenergia.Estas medições vão permitir o direcionamento otimizado de despacho de serviços relacionados à inspeção deunidades consumidoras, centralização de operações remotas, otimizando o combate à inadimplência, perdas etambém ao furto de ativos.• PAV de Proteção da ReceitaEm 2005, a Emissora desenvolveu o Projeto de Agregação de Valores PAV para o processo de proteção daesua receita, que compreende as atividades de gestão da inadimplência e perdas não-técnicas.O processo de Proteção da Receita contempla, essencialmente, as gestões das perdas comerciais e dainadimplência. Esses dois processos complementam-se como “vasos comunicantes”. A interface e a sinergiaentre eles podem ser demonstradas pelos seguintes eventos convergentes:• os desligamentos por inadimplência induzem a religação à revelia da Empresa (auto-religação) oumesmo às irregularidades na medição, eliminadas por inspeções em campo demandadas peloprocesso de perdas comerciais; e• o combate ao consumo irregular de energia, por seu turno, gera multas e cobranças retroativas que,se não forem bem gerenciadas, podem vir a tornarem-se inadimplências.O projeto realizou uma análise e diagnóstico das atividades voltadas ao controle da inadimplência e dasperdas não-técnicas, estabelecendo o princípio da sustentabilidade, onde o recurso aplicado na proteção dareceita deve ser acobertado integralmente pela recuperação de receitas decorrentes do próprio processo.Dentro desse princípio, entende-se que o processo de proteção da receita pode e deve ter o nível de atuaçãodefinida com vistas à garantia do equilíbrio entre custo e benefício, o que ficou demonstrado neste trabalho,através dos resultados dos últimos anos.135

• PAV de ManutençãoDesde 2006, a Emissora está desenvolvendo o Programa de Agregação de Valores da Manutenção - PAV. Oprincipal fator motivador deste programa foi a necessidade de uma maior aderência ao planejamentoestratégico do negócio distribuição de energia elétrica e uma nova metodologia para gestão e avaliação dosativos.O programa realizou uma análise e diagnóstico do processo de manutenção do sistema elétrico com foco nonegócio, tendo sido avaliadas as estratégias de manutenção e suas implicações nos sistemas de alta tensão(AT), média tensão (MT) e baixa tensão (BT).O PAV de manutenção prioriza a estratégia pró-ativa de manutenção com a busca da ótima compensaçãoentre as práticas de manutenção preventiva e/ou preditiva, com a corretiva.Nos sistemas operados em alta tensão, como subestações e linhas de transmissão, adota-se a estratégia demanutenção preventiva sistemática, baseada em critérios de engenharia de manutenção, que levam àidentificação de necessidade de realização de manutenção preventiva não sistemática. Na alta tensão, amanutenção corretiva está sempre sob controle.Todos esses fatores envolvendo a agregação de valor proporcionam a melhoria do processo de manutenção, oequilíbrio entre a manutenção preventiva e corretiva, o atendimento de metas de qualidade de fornecimento deenergia, e uma gestão otimizada dos recursos de despesa e investimento da Emissora.Projeto INTELLIGRIDA Diretoria de Distribuição e Comercialização – DDC definiu, em seu planejamento estratégico para ospróximos anos, pela instauração de um novo patamar tecnológico aplicável aos sistemas computacionaiscorporativos, telecomunicações, instalações e equipamentos relativos a todos os processos de automação. Estadefinição está formalizada no “Mapa Estratégico da Emissora”, dentro da estrutura de “Processos Internos”visando o aumento da “Eficiência Operacional”.Historicamente, empresas de energia elétrica com características e portes similares aos da Emissora executamprojetos de maneira estanque e isolada, atendendo prioritariamente necessidades de áreas específicas. Essecomportamento contribui para o surgimento de “ilhas” tecnológicas que, invariavelmente, não se integram.Assim, essas soluções acabam sendo mais onerosas, sob o caráter corporativo, pois minimizam as chances decompartilhamento de recursos e soluções, e aumentam os custos comerciais, de operação e de manutenção dosistema elétrico. Esse modelo também facilita o surgimento de sombreamentos entre projetos, gerandodiversidade de soluções (falta de padrões) e dificultando sobremaneira o treinamento das equipes envolvidasna operação e manutenção desses projetos. Esse cenário traz à tona um risco potencial no que tange àsegurança operativa do sistema elétrico, de pessoal próprio e de terceiros.Motivado pelo grande black out ocorrido em 2003 que atingiu oito estados americanos e um canadense, comum prejuízo estimado de 13 bilhões de Dólares, onde foram identificadas falhas devido à poor pratices e àfalta de informações, em tempo e de forma adequada, o EPRI (Energy Power Research Institute), agentegovernamental americano do setor elétrico, criou um grupo de estudo formado por grandes representantes deempresas de energia e fornecedores. Este estudo redundou na definição de um novo modelo de empresa deenergia elétrica, mapeando todos os seus processos e definindo a utilização de melhores práticas, baseadas em“cases” e em normas internacionais, recomendando, ainda, o uso de padrões de mercado. Esse novo modelofoi denominado “Arquitetura INTELLIGRID”, tendo como visão, as seguintes premissas:• “um sistema de potência é constituído por inúmeros sistemas que devem operar de formacoordenada, eficiente e confiável;136

• um sistema de potência deve controlar situações de emergência com ações auto-corretivas (“selfhealing”),respondendo ao seu mercado e às suas necessidades de negócio; e• um sistema de potência que atende milhões de consumidores e, portanto, o fluxo de informaçõesprecisa de uma infra-estrutura de telecomunicações inteligente, com tempo de resposta adequado, deforma segura e adaptativa, proporcionando confiabilidade e economia.Orientada nos moldes da Arquitetura INTELLIGRID, a Emissora pretende implantar a sua mudança depatamar tecnológico, definindo diretrizes que devem nortear os novos projetos, desenvolvimentos e sistemasnos próximos anos através do seu Plano Diretor de Automação, Proteção e Medição.Projeto Sistema de Gestão de Clientes (SGC)O Projeto compreende a implantação de um novo sistema comercial na Emissora, que incorpora modernassoluções de processos e de TI. O novo sistema visa processar o faturamento e a arrecadação, além de suportaro atendimento aos clientes.O SGC substituirá alguns dos principais sistemas de informação da CEMIG e da Emissora envolvendo osseguintes processos: Faturamento; Arrecadação; Cobrança; Atendimento; Gestão de equipamentos demedição; Emissão e impressão de notas fiscais de energia elétrica. O SGC trabalhará de forma integrada aoMySAP - ERP, alguns legados da CEMIG e customizações que adequarão a ferramenta à realidade daempresa.O atual Sistema Comercial da CEMIG (SICO) foi implantado no final da década de 70, portanto, sua estruturaestá tecnologicamente desatualizada. Desde a sua implantação, diversos outros sistemas foram desenvolvidosparalelamente para o atendimento de requisitos legais, comerciais e operacionais, comprometendo aintegração das áreas responsáveis.Com o SGC, informações importantes para a gestão das atividades das áreas envolvidas no Projeto serãogeradas de forma mais integrada e estarão disponíveis para dar suporte às decisões gerenciais e ao trabalho detodos os usuários do novo sistema.A implantação do SGC produzirá os seguintes benefícios para a CEMIG e a Emissora:• Maior qualidade dos dados cadastrais dos clientes, controle e segurança dos processos defaturamento, arrecadação e atendimento permitindo a rastreabilidade de todas as operaçõesrealizadas pelos empregados;• Maior integração e substituição de diversos sistemas que foram desenvolvidos ao longo do tempopara o atendimento a demandas dos negócios da Empresa;• Atualização tecnológica e substituição do mainfraime cuja manutenção é extremamente onerosa.• Combate às perdas comerciais;• Maior aderência aos requisitos da lei Sarbanes Oxley - SOX.DESEMPENHO DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO DA EMISSORAO desempenho das concessionárias em relação à continuidade do serviço prestado de energia elétrica émedido pela ANEEL por meio de indicadores específicos, denominados Duração Equivalente de Interrupçãopor Unidade Consumidora - DEC e Freqüência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora - FEC.As metas de DEC e FEC a serem observadas pelas concessionárias são definidas pela ANEEL, e publicadasnas contas enviadas a seus consumidores.No período de nove meses findo em 30 de setembro de 2007 e nos exercícios de 2006 e 2005, o valor DEC(duração média das interrupções, medido em horas por consumidor por ano) foi de 8,941, 13,03 e 12,21,137

espectivamente, e o valor FEC (freqüência das interrupções, medido em número de interrupções porconsumidor por ano) foi de 4,398, 6,43 e 6,77, respectivamente.A ABRADEE – Associação Brasileira dos Distribuidores de Energia Elétrica coordenou a realização daNona Pesquisa Abradee da Satisfação do Cliente Residencial Urbano. A pesquisa foi executada pelo InstitutoVox Populi e realizada junto aos clientes de 44 distribuidoras de energia elétrica no país. Os objetivos destetrabalho são conhecer o grau de satisfação dos clientes com a qualidade do produto e dos serviços prestadospor sua concessionária e gerar índices que viabilizem a comparação desses resultados entre todas asdistribuidoras e oferecer instrumentos e incentivos voltados ao aprimoramento de seu desempenho.A Emissora vem apresentando resultados satisfatórios de avaliação de cliente, mas foi em 2007 que ela sedestacou, apresentando melhoria em todas as áreas pesquisadas: fornecimento de energia (89,6), informação ecomunicação com o cliente (73,4), conta de luz (89,3), atendimento ao cliente ( 86,2) e imagem da empresa(88,7).O índice que mede a satisfação com a qualidade percebida é o ISQP, e em 2007 a Emissora alcançou a suamelhor avaliação, com índice de 85,7. Com esse resultado a empresa foi a quarta colocada na categoria acimade 400 mil consumidores.O gráfico a seguir apresenta a evolução do ISQP na Emissora:9085807579,880,685,77065602005 2006 20072005 2006 2007Fonte: Pesquisa ABRADEE/Vox PópuliCCEEEm 2006, a Emissora faturou, aproximadamente, R$45,52 milhões na contabilização do CCEE, e no períodode nove meses findo em 30 de setembro de 2007, recebeu, aproximadamente, R$6,56 milhões.Não obstante, em 2006, a Emissora faturou no mercado de curto prazo de energia R$62,03 milhões e R$11,40milhões foram recebidos durante o período de nove meses findo em 30 de setembro de 2007.Considerando o contexto de sobras no Sistema Interligado, a política de operação no atacado da Emissorabuscou otimizar a exposição aos preços do CCEE.TARIFASPor meio da Resolução Homologatória ANEEL nº 087, de 6 de abril de 2005, a ANEEL reajustou as tarifasda Emissora em 23,88%, sendo 12,4% relativo ao reajuste tarifário anual e 11,48% relativo aos componentesfinanceiros externos ao reajuste anual. Os valores relativos aos pagamentos da Taxa de Fiscalização deEnergia Elétrica e da Conexão com a Transmissão foram reajustados na data base do reajuste tarifário, emabril, conforme ocorrido em 2001 com a energia comprada para revenda. Isso possibilitou o repasse imediatoda variação de tais custos para a tarifa de fornecimento.Por meio da Resolução Homologatória ANEEL n° 310, de 6 de abril de 2006, a ANEEL reajustou as tarifasda Emissora em 16,19%, sendo 11,13% relativo ao reajuste tarifário anual e 5,06% relativo aos componentes138

financeiros externos ao reajuste anual. Alguns componentes financeiros foram incluídos e outros retirados(9,49%), por terem sido pagos no ciclo anterior (doze meses entre abril de 2005 e março de 2006). Destaforma, o impacto líquido na receita foi de cerca de 6,7%.O período de vigência da Recomposição Tarifária Extraordinária para cobrir as perdas de receita com oracionamento, variação da Parcela A e pagamento das transações com energia no CCEE é de 82 meses,contados a partir de dezembro de 2001, conforme Resolução ANEEL nº 484, de 29 de agosto de 2002. Em 12de janeiro de 2004, a ANEEL emitiu a Resolução Normativa nº 1 alterando o prazo de duração máxima daRTE da Emissora de 82 para 74 meses, passando a vigorar no período de janeiro de 2002 a fevereiro de 2008.Os clientes de alta tensão são classificados de acordo com o nível de tensão em que a energia é fornecida e, nabaixa tensão, em subgrupos de acordo com classes de atendimento. Os clientes da baixa tensão tendem a terpreços maiores do que os da alta tensão, em conformidade com seus custos de fornecimento. Há clientessubsidiados por outros, como os clientes residenciais de baixa renda e consumidores rurais.Para que os consumidores residenciais sejam classificados e faturados com a tarifa de baixa renda, a unidadeconsumidora deve ser obrigatoriamente monofásica, sendo ainda necessário cumprir um dos dois critérios,quais sejam, apresentar média móvel mensal de consumo inferior à 80 KWh, não podendo superar 120KWhem dois meses ou apresentar média móvel mensal de consumo entre 80 e 220 KWh, mas neste caso, ele deveestar cadastrado em um dos programas sociais do Governo Federal, como por exemplo, Cartão Cidadão,Bolsa Escola ou Bolsa Alimentação.A tabela a seguir demonstra a média de tarifas por classe de consumidor em 30 de junho de 2007, comparadoscom as tarifas médias em dezembro de 2006, 2005 e 2004:Média de Tarifas da Emissora (R$/MWh)31 de dezembro de30 de setembro de 2007 2006 2005 2004Residencial 399,25 389,92 349,61 297,30Comercial 408,23 385,57 343,14 293,65Industrial 303,28 260,95 219,75 134,33Rural 228,21 236,60 207,60 175,80Iluminação Pública 234,63 229,49 205,44 175,17Poder Público 412,55 389,76 347,97 295,17Serviço Público 269,93 238,48 201,30 167,93Consumo Próprio 390,11 367,53 326,64 281,69Suprimento a outros0 0 120,04 108,07concessionáriosMédia Ponderada - Fornecimento 343,38 326,77 285,96 173,86Fonte: CompanhiaOs clientes industriais, atendidos nas tensões de A1, A2, A3, são, geralmente, consumidores com contratos degrande volume e com pequena variação sazonal de demanda. Há também clientes nos grupos A4 e AS,respectivamente aqueles atendidos na tensão de fornecimento de 2,3 kV, atendidas a partir de sistemassubterrâneos de distribuição e faturados neste grupo em caráter opcional.Ademais, os subgrupos tarifários são definidos em função da tensão e no caso de clientes atendidos em baixatensão também em função da classe de consumo. Com referência ao fator tensão os subgrupos dividem-se emalta, média e baixa tensão. Os subgrupos tarifários classificados como alta tensão são os seguintes:• A1 – clientes atendidos na tensão de 230 kV;• A2 – clientes atendidos em tensões entre 88 e 138 kV;139

• A3 – clientes atendidos na tensão de 69 kV;• A3A – clientes atendidos em tensões entre 30 e 44 kV, basicamente a tensão de 34,5 kV (não háclientes deste subgrupo na Emissora);• A4 – clientes atendidos em tensões entre 2,3 kV e 25 kV; e• AS – clientes atendidos em tensão de fornecimento inferior a 2,3 kV, atendidas a partir desistemas subterrâneos de distribuição e faturados neste grupo em caráter opcional.Na baixa tensão (tensões inferiores a 2,3kV) os subgrupos tarifários estão classificados conforme as classes deconsumo, quais sejam:• B1 – classe residencial;• B1BR – uma subclasse da classe B1, específica a clientes baixa renda, cujas tarifas têmdescontos por faixa de consumo e progressivos;• B2 – classe de consumidores rurais com descontos para irrigantes e cooperativas;• B3 – demais classes, onde as mais representativas são as classes comercial e industrial; e• B4 – subgrupo referente aos consumos da iluminação pública.Além da diferenciação das tarifas em subgrupos tarifários há modalidades tarifárias distintas na alta e médiatensão. Atualmente, as modalidades em vigência são as seguintes: (i) tarifas convencionais binômias, tarifa deenergia composta por um preço para a energia consumida (kWh) e outro para a demanda de potência (kW)contratada e/ou medida; e (ii) tarifas horosazonais binômias, compostas por quatro preços para a energiaconsumida (kWh) com preços diferenciados em períodos do ano e horas do dia e dois preços para a demandade potência (kW) contratada e/ou medida – a maior delas, conforme as horas do dia (caso da tarifa azul) ouum preço para a demanda da potência (kW) contratada ou medida em qualquer horário do dia – tarifa verde,oferecida apenas aos clientes A3A, A4 e AS. A diferenciação em períodos do ano e horas do dia é em funçãoda diferença de custos. Por esse motivo os períodos do ano foram divididos em seco – maio a novembro,meses correspondentes à seca nas regiões com maior quantidade de reservatório de usinas, apresentando osmaiores preços, e úmido – demais meses do ano. Também em função dos custos o dia foi dividido em horasde ponta – horários de maior utilização dos sistemas elétricos (transmissão e distribuição), e fora de ponta –demais horas.Na baixa tensão as tarifas são monômias, ou seja, um único preço de energia consumida (kWh), diferenciadaspela classe de atendimento.Os custos da Emissora estão integralmente cobertos por suas tarifas.Reajustes Ordinários de TarifaA partir de 2003 a ANEEL passou a publicar as tarifas segregadas em transporte e energia, iniciando oprocesso de realinhamento tarifárioO reajuste das tarifas de fornecimento e suprimento de energia elétrica cobradas pela Emissora desde 1998 éresultado de uma fórmula paramétrica, descrita abaixo. Para os anos de 2001, 2002, 2003, 2004, 2005, 2006 e2007 esse reajuste foi de 16,49%,10,51%, 31,53%, 10,14%, 23,88%, 16,19% e 9,43%, respectivamente.Em 26 de maio de 2004, a Emissora interpôs recurso administrativo perante a ANEEL, solicitando amanutenção do percentual de reajuste em 19,13%. A Emissora solicitou, ainda, a concessão de efeitosuspensivo ao recurso para que fosse mantido o percentual inicialmente concedido até a decisão do recursointerposto.140

Em 6 de abril de 2005, a ANEEL publicou a Resolução Homologatória nº 87 (“Resolução 87”), a qual, dentreoutros, homologou as tarifas de fornecimento de energia elétrica da Emissora para o ano de 2005,estabelecendo o percentual médio de reajuste das bases tarifárias da Emissora em 23,88%.No reajuste de abril de 2005 essa situação foi regularizada e a ANEEL ressarciu a Emissora o valor de R$321milhões, os quais foram pagos em 3 parcelas de R$107 milhões, sendo a última paga em 2007.Fórmula para Ajuste de TarifasOs contratos de concessão da Emissora lhe conferem o direito de utilizar as concessões por vinte anos econtêm cláusula de aumento de tarifas com base em fórmula paramétrica. O reajuste das tarifas defornecimento e suprimento de energia elétrica cobradas pela Emissora desde 1998 foi realizado de acordocom a fórmula a seguir:IRT =VPA + VPB (IVI ±X)RAOnde:IRTVPAVPBIVIXRAíndice de ajuste de tarifa;custos não controlados da companhia, como o custo de eletricidade adquirida para revenda, combustível,contribuições ao Fundo RGR, ESS, P&D, ONS, etc.;custos controlados da companhia, como o custo de funcionários, materiais, serviços, etc.;corrige os custos controlados da companhia de acordo com a taxa de inflação tomando por base o IGP-M, índice similar ao índice de preços do varejo,fator utilizado para mensurar a produtividade da concessionária. Dependendo do desempenho daconcessionária, este fator poderá aumentar ou diminuir o IVI. Este fator é calculado a cada cinco anos;receita anual da companhia.Revisão Tarifária PeriódicaO processo de revisão tarifária da Emissora ocorre a cada cinco anos, modificando os valores das tarifas dasempresas que detém concessão pública para serviço de distribuição de energia elétrica. Este processo visa oequilíbrio financeiro da concessão, sendo denominado de revisão tarifária periódica. Para definir as novastarifas, são consideradas as mudanças ocorridas na estrutura de custos e de mercado das concessionárias, ataxa adequada de retorno sobre os investimentos realizados e a base de remuneração regulatória. São aindaconsiderados os ganhos futuros de eficiência que são obtidos pelas distribuidoras de energia elétrica,denominado fator X. O fator X objetiva compartilhar os ganhos de eficiência com os consumidores, podendoser aplicado como possível redutor nos reajustes anuais das distribuidoras, até a próxima revisão tarifáriaperiódica. O fator X é um mecanismo que visa capturar o ganho de escala que as distribuidoras obtêm aoatender uma maior demanda com custos incrementais menores.Foi definido pela ANEEL que a base de remuneração das concessionárias, para fins de revisão tarifária, será omontante dos investimentos realizados pelas distribuidoras, avaliado pelo custo de reposição, na prestação dosserviços para o consumidor, sendo comparados com modelos de referência desenvolvidos pela ANEEL.O processo de revisão tarifária da Emissora para o ano de 2003, teve o seu início no dia 5 de abril de 2002,com a divulgação do cronograma do evento, o qual previa a apresentação na internet, pela ANEEL, daproposta de revisão, bem como a promoção de consulta pública dos valores envolvidos.Em abril de 2005, a ANEEL homologou a tarifa a ser aplicada a partir de 8 de abril do referido ano nopercentual médio aplicado de 23,88%.A Emissora já tem garantido pela ANEEL uma complementação da sua revisão tarifária periódica, conformeResolução Homologatória nº 71, de 07 de abril de 2004. O reajuste médio aplicado às tarifas de distribuiçãoda Emissora, em 08 de abril de 2003, foi de 31,53%. Entretanto, conforme a Resolução acima mencionada, oreposicionamento tarifário fixado para a Emissora e que deveria ter sido aplicado era de 37,86%. Em abril de2005, a ANEEL finalizou o processo de Revisão Tarifária da Emissora com um percentual de 44,41%. A141

diferença percentual apurada foi compensada pela ANEEL nos reajustes tarifários ocorridos nos anos de 2004a 2007. Isso significou um incremento de receita nesses 4 anos de, aproximadamente, R$2,7 bilhõesacumulados até setembro de 2007 (valores constantes de 30 de setembro de 2007).Conforme definido na Resolução ANEEL nº 234, de 31 outubro de 2006, a base de remuneração regulatóriaestará blindada para o 2º ciclo, sendo corrigida monetariamente pelo IGPM, acrescida das adições e baixas, eapenas no 3º ciclo estará sujeita a novo processo de reavaliação.A Emissora entrou no 2º ciclo de revisão em 24 de julho de 2007 com a publicação do Despacho nº 2.307 queestabelece o cronograma do evento. Em abril de 2008, a ANEEL publicará o resultado da revisão tarifáriaperiódica mediante a fixação do reposicionamento tarifário, do valor do Fator X, da estrutura tarifária e dosvalores das tarifas de fornecimento de energia e uso do sistema de distribuição da Emissora.FONTES DE RECEITAAs receitas da Emissora originam-se: (i) da venda de energia para seus consumidores; e (ii) do pagamento deTUSD por concessionárias e consumidores livres pelo uso do sistema de distribuição da Emissora a que estãoconectados.A tabela a seguir apresenta, de forma segregada, as receitas da Emissora decorrentes de suas atividades, nosperíodos indicados:(Em R$ Milhões)Receitas OperacionaisEm 30 desetembro de 2007 2006Fornecimento a Consumidores Finais 6.270 7.906Suprimento a Outras Concessionárias eTransações com energia na CCEE/MAE - 60Fornecimento Bruto de Energia Elétrica 6.270 7.966Reajuste Tarifário Diferido - -Receita de Uso da Rede 956 1.260Outras Receitas Operacionais 50 57Total 7.276 9.283Fonte: CompanhiaVENDAS DE ENERGIAClientes e ComercializaçãoOs clientes da Emissora estão todos localizados em sua área de concessão e são classificados em cincocategorias principais: (i) industriais (que incluem atividades de mineração, manufatura e transformação); (ii)residenciais; (iii) comerciais (que incluem empresas de prestação de serviços, universidades e hospitais); (iv)rurais; e (v) outros (que incluem instituições governamentais e públicas).142

No exercício encerrado em 31 de dezembro de 2006, a Emissora vendeu 19.940 GWh de energia aconsumidores finais (excluindo consumo próprio e vendas a outros agentes da CCEE), representando umareceita de R$7.701 milhões. No período de nove meses findo em 30 de setembro de 2007, foram vendidos15.314 GWh a consumidores finais (excluindo consumo próprio e vendas a outros agentes da CCEE),representando R$6.197 milhões de receita. A tabela abaixo apresenta o volume de vendas de energia paraclientes industriais nos períodos indicados:Consumo como porcentagem do volume deVolume de Vendas de Energia em GWh vendas de energia industrial total30 de setembro de30 de setembro deClientes Industriais2007 20062007 2006Indústria automotiva 170 202 4,7 4,2Indústria de cimento 7 10 0,2 0,2Indústria mineradora 245 272 6,8 5,6Indústria de ferroligas 100 189 2,8 3,9Indústria de metais nãoferrosos64 119 1,8 2,5Siderurgia 431 587 12,0 12,1Outros 2.576 3.460 71,7 71,5Total de clientesindustriais 3.593 4.839 100,0 100,0Fonte: CompanhiaNo período de nove meses findo em 30 de setembro de 2007 e no ano de 2006, a Emissora faturou 166.935 e230.188 novos consumidores, respectivamente. A tabela abaixo apresenta o número total de consumidores daEmissora nas respectivas datas:Número total de Consumidores200520066.009.8606.240.04830 de setembro de 2007 6.406.983Fonte: CompanhiaA maior parte da eletricidade vendida pela Emissora é comprada por clientes residenciais, que participaramcom 33,3% do consumo total da Emissora em 2006 e com 33,3% no período de nove meses findo em 30 desetembro de 2007.Contribuindo para o aumento de produção de seus clientes e utilizando-se de capacidade ainda disponível deseu sistema de distribuição e de sobras de energia de seu mercado, a Emissora ofertou energia a preçosdiferenciados a seus clientes cativos, minimizando perdas decorrentes de venda no mercado atacadista, emque, atualmente, as tarifas para venda de energia são menores, garantido a competitividade aos seus clientes.143

A tabela a seguir fornece informações adicionais relativas às dez maiores unidades consumidoras da Emissorano exercício encerrado em 30 de setembro de 2007:Dez Maiores ClientesIndústria1 - Belgo Siderurgia S/A Siderurgia2 – Companhia de Ferroligas Minas Gerais - Minas Ligas Ferroligas3 – Ligas de Aluminio S/A - LIASA Ferroligas4 - Companhia Tecidos Santanense Vestuário5 – Auto Forjas Ltda Transporte6 – Petróleo Brasileiro S/A Refino do Petróleo7 – Companhia de Tecidos Santanense Vestuário8 – Domingos Costa Industriais Alimenticias S/A Ind.Alimentos9 – Votorantim Metais Zinco S/A Não- Ferrosos10 –Morro do Níquel S/A MineraçãoFonte: CompanhiaEm 31 de dezembro de 2006, os dez maiores clientes industriais da Emissora responderam poraproximadamente 1,9% da eletricidade total consumida e 1,1% da receita da Emissora. No período de novemeses findo em 30 de setembro de 2007, esses percentuais foram de 1,4% e 0,9%, respectivamente. A maioriados contratos celebrados pela Emissora e seus dez maiores clientes industriais possuem prazo de vigência até2010.ANÁLISE DE DEMANDAAs tabelas abaixo apresentam o volume total de energia vendida pela Emissora nos períodos indicados:(Não auditado)Nº de Consumidores MWh R$ mil31/12/2006 31/12/2005 31/12/2006 31/12/2005 31/12/2006 31/12/2005Residencial 5.064.556 4.927.966 6.647.041 6.589.664 3.301.486 3.125.036Industrial 70.668 69.084 4.838.856 5.333.436 1.421.587 1.432.137Comércio, Serviços e Outros 549.378 537.656 3.850.688 3.754.005 1.679.834 1.542.184Rural 495.067 417.026 1.937.504 1.940.701 513.827 483.493Poder Público 49.381 47.731 598.730 570.536 252.223 224.308Iluminação Pública 2.548 2.224 1.051.169 1.022.433 268.857 250.656Serviço Público 7.654 7.400 1.015.619 981.016 263.186 236.980Sub-Total 6.239.252 6.009.087 19.939.607 20.191.791 7.701.000 7.294.794Consumo Próprio 796 769 30.309 28.897 - -Subvenção para Consumidores de Baixa Renda - - - - 132.186 116.359Fornecimento não Faturado, Líquido - - - - 72.845 (76.545)6.240.048 6.009.856 19.969.916 20.220.688 7.906.031 7.334.608Suprimento a Outras Concessionárias - 4 - 88.115 - 54.195Transações com energia na CCEE - - - - 59.635 41.225Total 6.240.048 6.009.860 19.969.916 20.308.803 7.965.666 7.430.028Fonte: Companhia144

(Não revisado pelos auditores independentes)Nº de Consumidores MWh R$ mil30/09/2007 30/09/2006 30/09/2007 30/09/2006 30/09/2007 30/09/2006Residencial5.161.699 5.022.512 5.114.4844.962.046 2.657.739 2.541.048Industrial 72.749 70.053 3.592.955 3.617.649 1.091.765 895.449Comércio, Serviços e Outros 558.080 545.145 3.012.559 2.858.595 1.379.589 1.241.628Rural 552.071 470.170 1.559.068 1.461.706 427.506 392.748Poder Público51.327 49.065 469.243441.860209.223184.922Iluminação Pública 2.476 2.436 780.250 787.298 211.665 200.226Serviço Público 7.754 7.596 785.727 760.330 219.547 194.855Sub-Total 6.406.156 6.166.977 15.314.286 14.889.484 6.197.034 5.650.876Consumo Próprio 827 775 25.281 21.913 - -Subvenção para Consumidores de BaixaRenda - - - - 72.204 94.218Fornecimento não Faturado, Líquido - - - - (15.797) 47.3286.406.983 6.167.752 15.339.567 14.911.397 6.253.441 5.792.422Transações com Energia na CCEE - - - - 16.290 29.418Total 6.406.983 6.167.752 15.339.567 14.911.397 6.269.731 5.821.840Fonte: CompanhiaO faturamento total da Emissora em 2006 foi de aproximadamente R$7.966 milhões. No referido período, osclientes residenciais responderam por 33,3% do total de energia vendida, os clientes industriais responderampor 24,2% do total de energia vendida, os clientes comerciais responderam por 19,3% do total de energiavendida, os clientes rurais responderam por 9,7% do total de energia vendida e os demais clientesresponderam por 13,5% do total de energia vendida.Já no período de nove meses findo em 30 de setembro de 2007, o faturamento total da Emissora foi deaproximadamente R$6.270 milhões, sendo que os clientes residenciais responderam por 33,3% do total deenergia vendida, os clientes industriais responderam por 23,4% do total de energia vendida, os clientescomerciais responderam por 19,6% do total de energia vendida, os clientes rurais responderam por 10,2% dototal de energia vendida e os demais clientes responderam por 13,5% do total de energia vendida.A análise do desempenho do mercado faturado da Emissora comparando-se os resultados do período de novemeses findo em 30 de setembro de 2007 com igual período do ano anterior, está apresentada a seguir.A energia faturada totalizou 15.339.567 MWh, com variação de 2,9%. Ao final de setembro de 2007 foramfaturados 6.406.983 consumidores, correspondendo a um crescimento de 3,9% com relação ao mesmoperíodo do ano anterior. Entende-se por energia faturada total, a soma dos montantes de energia vendida aconsumidores cativos, incluindo o consumo próprio.• A classe residencial, com participação de 33,3% do mercado cativo, consumiu 5.114.484 MWh comcrescimento de 3,1% no período de janeiro a setembro de 2007 com relação ao mesmo período do anoanterior. Ao final de setembro de 2007, o número de unidades consumidoras residenciais alcançou5.161.699 com crescimento de 2,8% com relação ao mesmo período do ano anterior. O consumo porconsumidor médio mensal no período de janeiro a setembro de 2007 foi de 110,1 KWh/mês,representando um acréscimo de 0,3% em relação ao verificado no mesmo período de 2006, de 109,8KWh/mês. O mercado residencial registrou um melhor desempenho devido a fatores como:145

• 1,4 dias a mais faturados pela Emissora em 2007;• evolução do rendimento médio real habitual na região metropolitana de Belo Horizonte em3,3%;• crescimento de 3,4% no número de pessoas ocupadas na região metropolitana de BeloHorizonte;• redução da taxa média de desemprego na região metropolitana de Belo Horizonte em0,6 pp;• elevação no nível de emprego formal no Estado de Minas Gerais em 5,8%; e• aumento no volume de operações de crédito do sistema financeiro nacional para pessoafísica em 24,0%.(Fonte: CEMIG, IBGE e BC)• A classe industrial representou 23,4% das vendas ao mercado cativo, onde foram comercializados3.592.955 MWh, para 72.749 consumidores. No período de janeiro a setembro de 2007 observou-seuma redução no consumo de 0,7% e crescimento de 3,8% no número de consumidores faturados,quando comparado como o mesmo período do ano anterior. Algumas categorias apresentaramdecréscimo significativo de consumo, a saber: Celulose, Papel e Papelão (51,4%), Química (32,7%),Bebidas (19,5%) e Metalurgia (8,3%). Por outro lado, amenizando a queda, outras categorias sedestacaram positivamente tais como: Extrativa Mineral (21,4%), Material de Transporte (13,2%),Material Elétrico e Comunicação (9,4%), Editoria e Gráfica (7,3%) e Produtos Alimentares (3,1%).Alguns indicadores da indústria do Estado de Minas Gerais mostraram desempenho positivo noperíodo de janeiro a setembro de 2007, em relação ao mesmo período de 2006:• crescimento de 8,7% na produção física industrial, com expansão de 10,1% na ExtrativaMineral e 8,5% na Indústria de Transformação;• crescimento de 11,6% na quantidade exportada pelo Estado de Minas Gerais,• acréscimo de 5,8% no número de horas trabalhadas na produção,• expansão do nível de emprego em 7,6%,• aumento médio do nível de utilização da capacidade instalada, 82,24% no período dejaneiro a setembro de 2007, o que representa 3,89 pontos percentuais acima do registradono mesmo período de 2006; e• volume maior de investimento na indústria mineira no ano de 2007.(Fonte: IBGE e FIEMG)• A classe comercial, que representou 19,6% do mercado cativo da Emissora, consumiu 3.012.559 MWhe registrou crescimento de 5,4% com relação ao mesmo período do ano anterior. O número deconsumidores faturados em setembro de 2007 foi de 558.080 e representou um crescimento de 2,4% noperíodo de janeiro a setembro de 2007 com relação ao mesmo período do ano anterior. Os ramos quemais se destacaram foram Comércio Varejista (5,0%), Serviço de Alojamento e Alimentação (3,8%) eServiços Auxiliares Diversos (2,4%) e Serviço de Comunicação (8,6%), que juntos detêm 61,7% domercado desta classe. Alguns setores, com pequena participação na classe apresentaram crescimentosignificativo no período, quais sejam: Serviços de Administração de Bens e Loteamento e Incorporaçãode Bens Imóveis (10,5%), Comércio Atacadista (7,0%), Instituições Financeiras Capitalização ePrevidência Privada (6,2%) e Serviço de Transporte (6,2%).• A classe rural, com 10,2% das vendas no mercado cativo, consumiu 1.559.068 MWh, comcrescimento de 6,7% no período de janeiro a setembro de 2007 com relação ao mesmo período do anoanterior. O número de consumidores faturados em 30 de setembro de 2007 foi de 552.071 comcrescimento de 17,4% com relação ao mesmo período do ano anterior. Os consumidores irrigantes,com participação de 29,6% do mercado da classe, apresentaram crescimento no consumo de 13,5%,influenciado pela menor incidência de chuvas e temperaturas acima da média. O consumoconvencional, que representou 70,4% da classe rural, cresceu 4,0% devido ás ligações do ProgramaLuz para Todos.146

• As outras classes de consumo (Poder Público, Iluminação Pública, Serviço Público e ConsumoPróprio) com montante de 2.060.501 MWh, corresponderam a 13,4% do mercado cativo da Emissora eapresentaram crescimento de 2,4% no período de janeiro a setembro de 2007 com relação ao mesmoperíodo do ano anterior. O número de consumidores alcançou 62.384 em 30 de setembro de 2007, comcrescimento de 4,2% com relação ao mesmo período do ano anteriorEm 2006, com o término dos Contratos Iniciais, a Emissora passou a não mais fornecer energia para outrasconcessionárias distribuidoras de energia elétrica.Alguns contratos de fornecimento de energia elétrica celebrados entre a Emissora e grandes consumidoresdispõe sobre a realização de obras para viabilização desse fornecimento, as quais são financiadas pelospróprios consumidores. Referidos financiamentos são pagos parceladamente pela Emissora de acordo comcada contrato e, sobre o valor principal, incidem juros a uma taxa de 6% ao ano. O valor total do saldodevedor de tais contratos em 30 de setembro de 2007 era de R$ 5,50 milhões.Atendimento aos ClientesA Emissora mantém os seguintes canais de relacionamento com seus clientes, que disponibilizam os seguintesserviços:• Internet. Por meio do seu endereço eletrônico www.cemig.com.br, os clientes solicitam alteraçãodo cadastro, da data de vencimento e do endereço para entrega da conta, consumo final, poda deárvore, manutenção da iluminação pública, ressarcimento de danos, informações técnicas, outrosserviços, informações sobre cobrança de valores, taxas e serviços, denunciam fraudes,interligações e auto-religação, emitem segunda via de conta, estimam o consumo de energiaelétrica, consultam histórico de consumo e pagamento de contas, informam leituras e imprimemnormas técnicas.• Call Center. A Emissora mantém uma central de atendimento aos clientes, através da qual elespodem chamar gratuitamente e obter informações e solicitar qualquer tipo de serviço que aEmissora presta.• Agências de Atendimento. A Emissora mantém 128 agências de atendimento aos seus clientes,instaladas estrategicamente nas principais cidades da sua área de concessão, que prestam todos ostipos de atendimento demandados pelos clientes que preferem um atendimento personalizado e dequalidade.• Quiosques de auto-atendimento. A Emissora possui atualmente 53 quiosques de auto-atendimentoinformatizados, que os clientes utilizam para consultar dados cadastrais, o histórico de consumo ede pagamento de contas e emitir segunda via de conta.• Agente Arrecadador. A Emissora mantém contrato com 716 estabelecimentos comerciais em todaa sua área de concessão, que além de receber o pagamento das contas de energia, permitem aosclientes consultar débitos, solicitar segunda via de contas e receber orientações diversas.FATURAMENTO E COBRANÇAO faturamento mensal e os procedimentos de cobrança relativos ao fornecimento de eletricidade pelaEmissora variam segundo a classe e tensão de seus clientes.Os clientes de grande porte, que recebem eletricidade em voltagem igual ou maior que 69 Kv, independentede serem considerados como cativos ou livres, geralmente são faturados no mesmo dia da leitura de seusmedidores. O pagamento nesse caso deve ser efetuado dentro de 5 dias úteis a contar da entrega da fatura,sendo que para os clientes do Serviço Público (água, esgoto e saneamento) o prazo para pagamento é de 10dias úteis, conforme estabelece a legislação vigente.147

Os clientes que recebem eletricidade em média voltagem, considerados como clientes cativos(aproximadamente 10.000 clientes recebem eletricidade em voltagem igual ou maior a 2,3 Kv e menor que 69kV ou são ligados por meio de redes de distribuição subterrânea, com exceção de instituições do setorpúblico), são faturados em até 2 dias a contar da leitura de seus medidores, devendo o pagamento ser efetuadodentro de 5 dias úteis da entrega da fatura, sendo que para as classes Serviço Público (água, esgoto esaneamento) e Poderes Públicos o prazo para pagamento é de 10 dias úteis, conforme legislação vigente.Os demais clientes (baixa tensão) da Emissora são faturados em intervalos médios de 7 dias a partir da leiturade seus medidores, devendo o pagamento ser efetuado dentro de 10 dias da entrega da fatura ou de 15 dias, nocaso de instituições do setor público. As faturas são elaboradas a partir da leitura dos medidores.Para realização de seus pagamentos, os clientes da Emissora contam com uma rede de agentes arrecadadores,a qual inclui instituições financeiras, estabelecimentos comerciais, correspondentes bancários, agenteslotéricos e cooperativas de crédito. Adicionalmente, os pagamentos podem ser realizados via “internet”,diretamente no “site” do banco ou por meio de débito automático em conta.Procedimentos de CobrançaA Emissora possui um eficiente procedimento de cobrança de suas faturas o que resulta em uma arrecadaçãomensal equivalente a, aproximadamente, 78% de seu faturamento mensal.O procedimento de cobrança de clientes inadimplentes da Emissora é realizado de duas formas. Para aquelesconsumidores diretamente conectados com as linhas de transmissão da Emissora, os agentes de negócioentram em contato imediato com o consumidor inadimplente para negociar as condições de pagamento dodébito. Já para aqueles consumidores de serviços de baixa tensão, a Emissora envia, aproximadamente, no 15ºdia após o vencimento um reaviso para o consumidor, sendo que após mais 20 dias é iniciado o processo decorte.Havendo problemas ou recusa do cliente em receber referidos comunicados, a mensagem de débito constaráda fatura subseqüente à vencida. Em ambos os casos a interrupção do fornecimento de energia elétrica seráefetivada após 15 dias, contados do conhecimento do cliente.InadimplênciaA inadimplência mensal da Emissora se mantém, em patamares históricos, com variações mensais nuncasuperiores a 25%. A Emissora vem adotando medidas para diminuir o nível de inadimplência por parte deseus consumidores.Em 30 de setembro de 2007, a Emissora possuía aproximadamente R$534 milhões devidos em faturasvencidas.A tabela a seguir mostra a posição de contas a receber da Emissora, em 30 de setembro de 2007 e 31 dedezembro de 2006:Período de seis meses findoem 30 de setembro deExercício social encerradoem 31 de dezembro deIdade dos Débitos 2007 2006(R$ mil) (%) (R$ mil) (%)Valores a vencer 1.124.520 67,8 1.011.695 58,40Vencidos até 90 dias 299.242 18,04 278.047 16,05Vencidos acima de 90dias 234,911 14,16 442.551 25,55Total 1.658.673 100,00 1.732.293 100,00Fonte: Companhia148

A maioria dos clientes inadimplentes da Emissora realiza o pagamento de suas faturas vencidas antes do cortede fornecimento de eletricidade. Não existem restrições legais quanto à capacidade da Emissora de efetuar ocorte de energia de clientes inadimplentes. A Emissora geralmente negocia a dívida antes de efetuar os cortesde energia elétrica em seus clientes de alta tensão. Já para os clientes de média tensão a Emissora tambémnegocia a dívida e, caso não obtenha êxito, a energia elétrica é cortada em 15 dias após o reaviso. Finalmente,para os clientes de baixa tensão, os cortes de energia elétrica são realizados em prazos distintos, dependendoda região da área de concessão. Nesse último caso, a Emissora realiza o provisionamento de 100% dos débitosem atraso há mais de 180 dias.Os 5 maiores devedores do setor privado da Emissora, em 30 de setembro de 2007, deviam à Emissora o valorde aproximadamente R$172 milhões, incluindo-se nesse montante débitos com pendências judiciais.As tabelas abaixo demonstram o valor da dívida do Poder Público com a Emissora, em 30 de setembro de2007:Órgão (R$ mil) (%)Poder Público Federal 5.123 10,04Poder Público Estadual 3.867 7,58Poder Público Municipal 42.045 82,38Fonte: CompanhiaVENDAS DA EMISSORAAs vendas da Emissora durante os anos de 2005 e 2006 e durante o período de seis meses findo em 30 dejunho de 2007 estão representadas abaixo:Valores em GWhAno Primeiro Trimestre Segundo Trimestre Terceiro Trimestre Quarto Trimestre2005 5.185 5.041 4.997 5.0572006 4.856 4.986 5.069 5.0592007 4.911 5.266 5.162 -Fonte: CompanhiaCONCORRÊNCIAO impacto da concorrência sobre as atividades da Emissora deve ser considerado sob a perspectiva dosnegócios da cadeia produtiva da energia elétrica, em que existe atividade concorrencial.A Emissora, monopólio natural, pode ser afetada pelos custos de tendência crescente da geração alocada parao pool de energia (um dos pilares do modelo setorial em consolidação) e de transmissão. A concorrência nosleilões de geração nova alocada ao pool e de transmissão, vista de forma abrangente para o setor elétrico, temum aspecto benéfico para a Emissora, em função da redução dos gastos com energia elétrica e uso do sistemade transmissão. Tarifas finais para consumidores podem ser menores, reduzindo assim a inadimplência, furtose fraudes.No que tange especificamente aos clientes livres, sua liberação em si não tende a afetar a rentabilidade daEmissora, desde que esses clientes se mantenham ligados à rede de distribuição e demandando energia empatamares normais de sua operação própria. Nesta circunstância, a Emissora apenas reduz sua receita e, namesma medida, gastos não gerenciáveis (pass-through), sem, a princípio, afetar sua rentabilidade.Grandes clientes cativos que disponham de alternativas energéticas, como por exemplo, auto-produção(manutenção de fonte própria de geração de energia) e co-geração (a geração de energia em suas própriasplantas industriais, por meio do aproveitamento de resíduos energéticos de processos produtivos) podemreduzir contratos com a Emissora. Por outro lado, a eficientização energética pode contribuir para adiarinvestimentos, possibilitando a priorização de investimentos com maior agregação de valor.149

Cabe destacar que a Emissora apresenta determinadas condições operacionais que a tornam, na prática, menosvulnerável:• capilaridade da rede elétrica, que abrange a quase totalidade do Estado de Minas Gerais e favorecea diversificação de fontes de receitas, via segmentação do mercado, com maior diluição do risco decrédito;• estrutura e vasta experiência em relacionamento com clientes industriais de grande porte. Deacordo com a política comercial da Emissora, existem gerentes especializados em contas declientes específicos, o que permite a prestação personalizada de serviços. A Emissora tambémdisponibiliza serviços e informações via internet, por meio de site especializado; e• inserção em um grupo de energia que tem, entre os seus negócios, a distribuição de gás, de modoque isso confere maior controle sobre a chamada geração distribuída termoelétrica (fontes deenergia termoelétrica perto dos centros de consumo). Ou seja, o risco de realocação de retornoseconômicos entre os negócios energia elétrica e gás pode ser melhor controlado, o quepossivelmente não ocorreria se a distribuidora de gás estivesse sob o controle de outro grupoeconômico.A Emissora não tem conhecimento de planos, por parte de clientes de grande porte, de firmar contratodiretamente com outros geradores de energia elétrica ou de realizar autogeração de eletricidade. Destaca-seque a migração de grandes clientes da Emissora para empresa CEMIG GT (também controlada pela CEMIG)já ocorreu, em boa medida, em função de estratégia bem sucedida do grupo, cuja implementação já foiconcluída.FORNECEDORESA Emissora é uma das principais empresas compradoras de insumos do Estado de Minas Gerais, efetuandotambém aquisições no Brasil e no exterior. No âmbito de sua política de suprimento, a Emissora adquire,inspeciona e movimenta material e serviços destinados a seus programas de investimento e manutençãooperacional. Em 2006, por exemplo, o valor de tal movimentação foi de, aproximadamente, R$ 500 milhões.Como subsidiária integral da CEMIG, empresa de economia mista controlada pelo Estado de Minas Gerais, aEmissora efetua suas aquisições e contratações de acordo com as normas e princípios estabelecidos pela Lei8.666/93.As tabelas abaixo apresentam os itens e serviços de maior relevância financeira adquiridos e/ou contratadospela Emissora em 2006 e no período de nove meses findo em 30 de setembro de 2007:( Em R$ Milhões)Material 200630 de setembro de2007Medidores polifásicos de energia 15,75 8,25Cabos multiplexados 20,00 11,88Medidores monofásicos de energia 10,50 14,65Trafo religador 06 0,38Transf. de distribuição trifásicos 13,75 4,74Postes de concreto 7,50 6,90Cabos CAA 8,87 14,10Luminárias para iluminação pública 19,40 10,90Subtotal 101,77 71,80Fonte: Companhia150

( Em R$ Milhões)Serviços 200630 de setembro de2007Convênios 0,15 0,0Estudo/Pesquisa/Consultoria 5,4 7,6Informática 103,6 47,4Locação 4,5 16,6Manutenção 7,6 3,4Manutenção Outros 2,3 1,4Serviços E Obras 183,4 681,5Serviços Gerais 46,5 124,4Telecomunicações 3,4 30,2Transportes 5,3 14,9Outros 28,2 152,0Subtotal 390,5 1.079,4Fonte: CompanhiaAs empresas interessadas em fazer parte do quadro de fornecedores da Emissora poderão fazê-lo por meio dopreenchimento de formulário específico de cadastramento, avaliado pela Emissora, com base em critérios decapacitação comercial, técnica e financeira dos potenciais fornecedores. O fornecedor aceito será vinculadoaos grupos de material e/ou serviços para os quais for considerado apto, com a respectiva emissão doCertificado de Registro Cadastral, com validade por 1 ano.ATIVO IMOBILIZADOOs principais bens da Emissora consistem em máquinas e equipamentos, edificações, obras civis ebenfeitorias. As instalações da Emissora são, em geral, adequadas às suas atuais necessidades, sendoconvenientes às finalidades a que se destinam. O valor contábil líquido do ativo imobilizado total daEmissora, em 30 de setembro de 2007, era de aproximadamente R$3.944 milhões, incluindo o ativoimobilizado em curso e deduzindo as obrigações especiais vinculadas à concessão, que referem-sebasicamente a contribuições de consumidores para execução de empreendimentos necessários ao atendimentode pedidos de fornecimento de energia elétrica, sendo que a eventual liquidação destas obrigações depende dedisposição da ANEEL, no término das concessões de Distribuição, mediante redução do valor residual doAtivo Imobilizado para fins de determinação do valor que o Poder Concedente pagará à Concessionária.Conforme práticas contábeis e regulamentação específicas do setor elétrico brasileiro, os referidos valores nãosão atualizados ou sujeitos a amortização ou depreciação.151

A tabela abaixo apresenta os principais ativos imobilizados da Emissora, em 30 de setembro de 2007:(Em R$ Mil)Custo Histórico30 de setembro de 2007DepreciaçãoAcumuladaValor LíquidoEm Serviço 9.672.301 (4.118.711) 5.553.590- Distribuição 9.305.836 (3.883.448) 5.422.388Intangíveis 10.692 (523) 10.169Terrenos 17.517 - 17.517Edificações, Obras Civis eBenfeitorias 239.284 (114.847) 124.437Máquinas e Equipamentos 8.967.686 (3.734.274) 5.233.412Veículos 60.238 (23.583) 36.655Móveis e Utensílios 10.419 (10.221) 198- Administração 366.465 (235.263) 131.202Intangíveis 109.652 (57.252) 52.400Terrenos 1.177 - 1.177Edificações, Obras Civis eBenfeitorias 43.436 (24.886) 18.550Máquinas e Equipamentos 160.622 (108.413) 52.209Veículos 32.669 (26.270) 6.399Móveis e Utensílios 18.909 (18.442) 467Em Curso 725.584 - 725.584- Distribuição 612.140 - 612.140Intangível 29.610 - 29.610- Administração 15.704 - 15.704Intangível 68.130 - 68.130Total do Imobilizado e Intangível 10.397.885 (4.118.711) 6.279.174Obrigações Especiais Vinculadas àConcessão (2.335.045)Imobilizado e intangível Líquido 3.944.129Fonte: CompanhiaMEIO AMBIENTEAs atividades de distribuição de energia elétrica da Emissora estão sujeitas à legislação federal e estadual deampla cobertura referente à preservação do meio ambiente. A Constituição Federal confere poderes aosGovernos Federal e Estadual para promulgar leis destinadas a proteger o meio ambiente e a editarregulamentação ao amparo dessas leis. Os governos estaduais podem promulgar regulamentação ambientalainda mais severa do que as promulgadas na esfera federal e a maior parte da legislação ambiental no Brasilfoi promulgada na esfera estadual. A empresa que violar a legislação ambiental aplicável poderá ficar sujeita amultas significativas e restrições às suas atividades que poderia exercer. Os órgãos estaduais responsáveispela expedição de licenças ambientais em Minas Gerais são a Fundação Estadual do Meio Ambiente - FEAMe o Conselho Estadual de Política Ambiental - COPAM.A Emissora acredita estar cumprindo os aspectos relevantes de todas as leis e regulamentos ambientaispertinentes. No exercício encerrado em 31 de dezembro de 2006, a Emissora utilizou recursos no valor de,aproximadamente, R$5,8 milhões, sendo R$2,8 milhões em investimentos (adequação ambiental de novosempreendimentos) e R$3,0 milhões em despesas (operação e manutenção das atividades e instalações daEmissora visando o cumprimento da legislação ambiental). Durante o período de nove meses findo em 30 desetembro de 2007, o valor total de recursos utilizados foi de R$10,4 milhões, sendo R$ 6,0 milhões eminvestimentos e R$ 4,4 milhões em despesas.152

Política AmbientalA Emissora trata a questão do meio ambiente de maneira altamente profissional, definindo estratégiasambientais, no curto, médio e longo prazo. Para tanto, possui um Comitê de Planejamento Estratégico, o qualvisa tomar conhecimento das questões ambientais, buscando sempre novas soluções e melhorias. De forma amelhor tratar a questão do meio ambiente, a Emissora elabora um plano qüinqüenal de negócios, bem comoprogramas e orçamentos anuais, definindo, ainda, prioridades corporativas, visando, dessa forma, gerarriqueza de maneira ambientalmente correta, por meio de sistemas de gestão, análise de impactos, verificaçõese parcerias e soluções tecnológicas.A Emissora conduz auditorias internas anuais de forma a verificar suas políticas ambientais. Além disso, aEmissora estabelece diversos programas de prevenção e controle de danos, com a finalidade de limitar osriscos relacionados às questões ambientais. De acordo com a sua política ambiental, a Emissora contabiliza oscustos destes programas quando efetivamente incorridos, provisionando os respectivos custos de recuperaçãoquando sua responsabilidade é considerada provável e os referidos montantes calculáveis.A Emissora tem participação em diversos Conselhos de Meio Ambiente, entre os quais: (i) Conselho Estadualde Política Ambiental de Minas Gerais - COPAM, na Câmara de Infra-Estrutura; (ii) Conselho Estadual deRecursos Hídricos; e (iii) Quase todos os Comitês de bacias de rios de Minas Gerais e que passam peloEstado.A Emissora investe em pesquisa e desenvolvimento ambiental e participa de programas de arborizaçãourbana, educação ambiental para a população e diversas outras ações.A Lei Estadual Nº 15.972, publicada em 12 de janeiro de 2006, sobre fiscalização ambiental, alterou aestrutura orgânica dos órgãos de meio ambiente de Minas Gerais, além de estabelecer em diversos de seusartigos, disposições relativas a uma elevação dos valores das multas a serem aplicadas no Estado e ampliaçãodos mecanismos de fiscalização, que agora incluem a Polícia Ambiental de Minas Gerais. A promulgaçãodesta lei e sua regulamentação reforçou a fiscalização ambiental no Estado de Minas Gerais, onde estãosituadas a maior parte das instalações da Emissora.Licenciamento AmbientalA construção, instalação, ampliação e funcionamento de obras que utilizem recursos ambientais e que sejamconsideradas efetiva ou potencialmente poluidoras e passíveis de causar degradação ambiental, dependem deprévio licenciamento ambiental, concedido pelo respectivo órgão ambiental competente. A ausência dalicença ambiental pode sujeitar uma empresa a sanções de natureza civil, administrativa e/ou penal.A Emissora tem obtido todas as licenças ambientais necessárias à implantação de seus novosempreendimentos.Atendimento às Exigências AmbientaisA Emissora acredita estar em total cumprimento com as leis e regulamentos ambientais aplicáveis. Durante oano de 2006 e no período de nove meses findo em 30 de setembro de 2007, a Emissora investiuaproximadamente R$8,8 milhões em projetos de adequação ambiental de novas instalações, sendo R$ 2,8milhões investidos em 2006 e R$ 6,0 milhões investidos no período de janeiro a setembro de 2007.Adicionalmente, a Emissora gastou R$7,4 milhões em despesas de operação e manutenção no desempenho desuas atividades, tais como destinação final de resíduos, implantação de sistemas de gestão ambiental,auditorias, implantação das políticas de poda de árvores e óleo, programas de educação ambiental,treinamento e outras ações, sendo R$ 3,0 milhões gastos em 2006 e R$ 4,4 milhões gastos no período dejaneiro a setembro de 2007.153

Licença de Operação Ambiental CorretivaAs Portarias Normativas do COPAM nº 17/96 e nº 23/97 estabelecem que as licenças de operação deverão serrenovadas de tempos em tempos por períodos de 4 a 8 anos dependendo do tamanho e do potencial poluidorda instalação. De acordo com o disposto na Portaria nº 28/03 do Instituto do Patrimônio Histórico e ArtísticoNacional - IPHAN, a renovação das licenças de operação das usinas hidrelétricas está condicionada a umparecer favorável do IPHAN com relação aos estudos arqueológicos da área de depleção do reservatório dausina.De acordo com a Resolução do CONAMA nº6/87, estudos de avaliação de impacto ambiental devem serfeitos com a preparação do relatório de avaliação de impacto ambiental, para as maiores instalações degeração construídas no Brasil depois de fevereiro de 1986. Enquanto esses estudos não são requeridos pelosórgãos ambientais para instalações construídas antes de fevereiro de 1986, tais instalações deverão obterlicença de operação ambiental corretiva, mediante apresentação de formulário contendo certas informaçõesreferentes à instalação em questão. Após o recebimento do formulário, o órgão ambiental competente poderádeterminar que sejam desenvolvidos estudos ambientais complementares ao pedido de licença corretiva.A Lei Federal nº 9.605/98 estabeleceu multas para instalações que operem sem licenças ambientais. Em 1998,o Governo Federal editou a Medida Provisória nº 1.710 (atualmente Medida Provisória nº 2.163/41), queestabelece disposições para operadoras de projeto visando à celebração de contratos com os órgãosnormativos ambientais competentes para o fim de dar cumprimento à Lei Federal nº 9.605/98.A Emissora está negociando com o Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos NaturaisRenováveis - IBAMA e a FEAM a obtenção de licença de operação ambiental corretiva para todos os seusempreendimentos que tenham iniciado operação antes de fevereiro de 1986. A Emissora acordou com oInstituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis - IBAMA e com o SistemaEstadual do Meio Ambiente - SISEMA, que fará o licenciamento corretivo dos seus empreendimentos porSistemas Regionais, sendo que um grupo de empreendimentos do Sistema Regional Triângulo será licenciadono IBAMA, devido aos empreendimentos se localizarem em dois estados da Federação; e 7 SistemasRegionais (Malhas Centro, Leste, Mantiqueira, Oeste, Norte, Sul e Triângulo) a serem licenciados noSISEMA, sendo que 3 sistemas encontram-se com os estudos ambientais em fase de conclusão, 3 outros comestudos ambientais em fase inicial e, o último, Malha Norte, com os estudos ambientais em fase de licitação.Os critérios de compensação ambiental e social não estão definidos, o que poderá fazer com que assolicitações de órgãos ambientais, Ministério Público, ONGs e populações afetadas sejam adicionais àstradicionalmente propostas. Devido a essas incertezas, as compensações ambientais e sociais podem afetar olicenciamento (inclusive o corretivo), prazos e orçamento de novos empreendimentos, e até mesmoinviabilizá-los. Ressalta-se que existem discussões atualmente em andamento nos órgãos ambientais oficiais(federal e estadual) com o objetivo de estabelecer critérios para disciplinar as compensações ambientais.Termos de Ajuste de Conduta – TACs• Ofício nº 2551/05 de 04/11/05: O Ministério Público do Estado de Minas Gerais, por meio daPromotoria de Justiça de Habitação e Urbanismo, requisitou à Emissora que adotasse providênciaspara sanar irregularidades encontradas em algumas de suas subestações localizadas em BeloHorizonte, objeto de vistoria feita pelo Corpo de Bombeiros Militar de Minas Gerais – CBMMG.Em atendimento ao requerimento, a Emissora informou à Promotoria, através da correspondênciaJR/TA – 12298, de 26 de dezembro de 2005, que já estavam sendo adotadas as medidas cabíveis nosentido de regularizar as questões apontadas no ofício em referência.• Termo de Compromisso entre o Ministério Público de Minas Gerais e CEMIG de 09 de agosto de2002: A Emissora se comprometeu a não realizar novas ligações de energia elétrica emparcelamentos irregulares do solo urbano que estejam localizados, total ou parcialmente, em áreasconsideradas de proteção ambiental.154

Processos Administrativos Relativos a Questões Ambientais.Em 20 de outubro de 2005, a Emissora recebeu uma notificação de infração da FEAM, alegandoarmazenamento inadequado de transformadores de alta-voltagem com vazamento direto de óleo mineralisolante no solo em uma de nossas instalações denominada Centro de Distribuição Avançada de Material deIgarapé, no município de Juatuba, que encontrava-se em um processo de obtenção de licenciamento corretivo.Em 2006, a Emissora conduziu um estudo investigativo nessa área para verificar a existência de contaminaçãodo solo e águas subterrâneas por óleo mineral isolante. O estudo concluiu que os níveis de concentração deóleo mineral encontrados no solo e na água estavam enquadrados nos padrões de qualidade ambientaisutilizados em referências como a Lista Holandesa - VROM 2000, do Ministry of Housing, Spatial Planningand the Environment (VROM - Netherlands). Esse estudo foi submetido a FEAM que aceitou os resultadosdando continuidade ao processo de obtenção do licenciamento corretivo do Centro de Distribuição Avançadade Material de Igarapé. Em 25 de outubro de 2007, a FEAM emitiu a Licença de Operação Corretiva desseempreendimento.Custos de Preservação e Recuperação AmbientalA Emissora estabelece diversos programas de prevenção e controle de danos, com a finalidade de limitar osriscos relacionados às questões ambientais. Tais programas são estabelecidos no âmbito de cada diretoria daEmissora, cujas respectivas ações são coordenadas pela Vice-Presidência e pelo Comitê de Meio Ambiente, aqual define suas políticas e diretrizes ambientais.De acordo com a sua política ambiental, a Emissora contabiliza os custos destes programas quandoefetivamente incorridos, provisionando os respectivos custos de recuperação.A Emissora conduz auditorias internas anuais de forma a verificar o cumprimento das diretrizes de suaspolíticas ambientais.Outros ProjetosA Emissora investe, dentre outros, em projetos de pesquisa e desenvolvimento ambiental e participa deprogramas de reflorestamento ciliar, arborização urbana, educação ambiental e diversas outras ações.Padrões Internacionais AmbientaisA Emissora, embora diligente em suas atividades no que diz respeito ao meio ambiente e ciente das suasresponsabilidades e da regulamentação brasileira do meio ambiente, não aderiu a padrões internacionaisambientais.SEGUROSA Emissora contrata seus seguros por meio de licitações que contam com a participação das principaiscompanhias seguradoras brasileiras e internacionais que operam no Brasil. A administração da Emissoraacredita que a cobertura de seguros que possui é compatível com as suas atividades e está em conformidadecom as práticas das demais companhias do setor elétrico do Brasil.A Emissora possui um comitê que elabora e mantém atualizadas as políticas e diretrizes referentes àcontratação de seus seguros. A Emissora contratou o seguro de risco operacional dos principais equipamentosdas subestações, cujo valor individual seja superior a R$940 mil, junto à Itaú Seguros S.A. Além disso, aEmissora, para cobrir perdas e danos em seus bens, contrata outros seguros, dentre os quais destacam-se, odeincêndio, transporte e aeronáutico.A Emissora não possui cobertura de seguro de lucros cessantes, responsabilidade civil, danos ambientais e deengenharia. As instalações da Emissora também não estão cobertas por seguro contra catástrofes.155

A tabela a seguir apresenta uma descrição sumária das principais apólices de seguro mantidas pela Emissoraem 30 de setembro de 2007:(Em R$ Mil)AtivosAeronáutico – Aeronaves *Almoxarifados, Instalações prediais eEquipamentos de telecomunicaçõesRisco Operacional –Equipamentos dePotência(*) valores expressos em milhares de Dólares AmericanosFonte: CompanhiaCoberturaCascoIncêndioTotalData deVigênciaImportânciaSeguradaPrêmio Anual28.04.2007 a28.04.2008 6.832 9610.08.2007 a10.08.2008 412.052 7805.05.2007 a05.05.2008 531.148 960EMPREGADOS E RELAÇÕES TRABALHISTASEm 30 de setembro de 2007, a Emissora possuía 8.278 empregados, divididos conforme a tabela abaixo.Adicionalmente, a Emissora terceiriza certos serviços tais como: construção e manutenção de linhas e redes,limpeza de faixa, poda de árvores, corte e ligação, leitura e projeto e topografia. A Emissora acredita que, demodo geral, as relações que mantém com seus empregados são satisfatórias.A tabela abaixo indica a evolução do quadro de profissionais da Emissora:Nº de funcionários em30 de setembrode 200731 de dezembro de2006Gerentes 103 92Profissionais 846 785Técnicosoperacionais6.3876.187Funcionários deescritório942999Total 8.278 8.063Fonte: CompanhiaA Emissora é empresa pública sujeita aos regulamentos da Administração Estadual e, neste sentido, nostermos da Constituição Federal, a admissão de funcionários só pode ser efetuada por meio de concursopúblico.Ademais, tendo em vista que os serviços prestados pela Emissora são considerados essenciais, seusempregados, em caso de greve, são obrigados a manter níveis mínimos de atividades para garantir a prestaçãode serviços à população. Não houve qualquer tipo de greve ou paralisação das atividades da Emissora nosúltimos três anos.Os empregados da Emissora, da CEMIG e da CEMIG GT são tratados como empregados pertencentes a ummesmo grupo. Para tanto, as partes pretendem celebrar um Convênio de Cooperação, que terá por objetivo,dentre outros, otimizar o aproveitamento de recursos humanos utilizados nas atividades de “holding esuporte” das três empresas, sem prejuízo da independência e autonomia de cada uma. Este convênio estápendente de aprovação pela ANEEL.156

A remuneração básica dos empregados da Emissora compreendeu, em 2006, R$289,15 milhões, e no períodode nove meses findo em 30 de setembro de 2007, R$228,63 milhões. A Emissora têm como prática remunerarseus empregados de forma competitiva, compatível com as melhores práticas de mercado e de acordo com asatividades exercidas, o desempenho e competência individual de cada empregado.Em 2006, a remuneração global dos empregados da Emissora, somando remuneração, encargos sociais ebenefícios concedidos aos seus empregados, totalizou R$1.040,47 milhões, e no período de nove meses findoem 30 de setembro de 2007, R$625,53 milhões.Com relação aos serviços terceirizados, a Emissora teve um custo de R$329,20 milhões, no exercícioencerrado em 31 de dezembro de 2006, e de R$266,06 milhões no período de nove meses findo em 30 desetembro de 2007.Relações com SindicatosA Emissora mantém negociações com dez sindicatos que representam seus funcionários a seguir: Federaçãodos Trabalhadores nas Indústrias Urbanas do Estado de Minas Gerais, Sindicato Intermunicipal dostrabalhadores na Indústria Energética de Minas Gerais – SINDIETRO/MG, Sindicato dos Trabalhadores naIndústria de Energia Elétrica do Sul de Minas Gerais – SINDSUL/MG, Sindicato dos Trabalhadores naIndústria de Energia Elétrica de Juiz de Fora, Sindicato dos Trabalhadores na Indústria da Energia Elétrica deSantos Dumont, Sindicato das Secretárias no Estado de Minas Gerais, Sindicato dos Engenheiros no Estadode Minas Gerais, Sindicato dos Administradores no Estado de Minas Gerais, Sindicato dos TécnicosIndustriais de Minas Gerais e Sindicato dos Técnicos de Segurança do Trabalho do Estado de Minas Gerais.A Emissora possui um bom relacionamento com seus sindicatos. Embora nem todos os funcionários sejamfiliados aos sindicatos, todos gozam dos benefícios previstos nos instrumentos coletivos por força dalegislação trabalhista vigente. Os acordos coletivos são negociados com os sindicatos anualmente,estabelecendo a reposição salarial e outros benefícios, sendo que a data base da categoria é novembro, ocasiãoem que novas condições de trabalho começam a vigorar. O acordo coletivo atualmente em vigor foi assinadoem 30 de novembro de 2006, e tem vigência até 31 de outubro de 2007. Esse novo acordo prevê um aumentosalarial de 3,98% em relação ao exercício anterior, sendo 2,71% relativos a reajuste salarial e 1,24% relativosa ganho de produtividade, e a participação nos lucros em conformidade com a legislação trabalhista brasileira.Novo acordo coletivo está sendo atualmente negociado com os sindicatos. A Emissora acredita que referidoacordo deverá ser assinado até o fim de 2007.Participação nos Lucros ou ResultadosA participação dos empregados nos resultados do exercício de 2006 e 2005 foi definida por meio de acordocoletivo. Em conformidade com o referido acordo, a participação nos resultados do exercício de 2006 comrelação à Emissora, incluindo a contribuição para o plano de pensão incidente sobre os valores daparticipação, correspondeu a, aproximadamente, R$51,7 milhões.Planos de Opção de Compra de AçõesNão há planos de opção de compra de ações destinados aos empregados da Emissora.Previdência PrivadaA partir de 1º de janeiro de 2005, com a desverticalização da CEMIG, os planos de previdência da FORLUZpassaram a ser patrocinados pela Emissora através de uma participação percentual nos ativos e obrigações doplano, no percentual de 72,45%, determinado em função da alocação dos empregados na Emissora emdezembro de 2004.157

A Emissora patrocina três planos de previdência privada administrados pela Fundação Forluminas deSeguridade Social – FORLUZ, com o objetivo de complementar os benefícios da previdência social de seusempregados, a seguir:• Plano Saldado (A): inclui os participantes aposentados e ativos que optaram por migrar do Plano deBenefício Definido, descrito abaixo, para este plano nas datas em que esteve aberta essa opção. Obenefício deste plano corresponde, no caso dos aposentados, ao valor líquido que era recebido doplano antigo e, para os ativos, ao valor proporcional saldado na data de início do plano. Este planonão recebe novas contribuições e está fechado para novos participantes.• Plano Misto (B): é um plano de contribuição variável segundo a definição das autoridadesbrasileiras. Tem característica de contribuição definida para benefícios programáveis deaposentadoria por tempo normal e benefício definido para benefícios de risco (cobertura de invalideze morte de participante ativo). A contribuição da CEMIG é paritária às contribuições básicas mensaisdos participantes, sendo o único plano aberto a novas adesões de participantes; e• Plano de Benefício Definido (BD): plano original, na modalidade de benefício definido para todos osbenefícios, fechado para novos participantes, por meio do qual é realizada a complementação dosalário real médio dos três últimos anos de atividade do empregado na CEMIG em relação ao valorhipotético do benefício da Previdência Social Oficial. A Emissora pretende encerrar o referido planoaté o final de 2006, migrando seus participantes para o Plano Saldado, o que depende de aprovaçãodas autoridades competentes.A Emissora registrou em seu balanço patrimonial consolidado de 31 de dezembro de 2006 e em 30 desetembro de 2007, obrigações no valor de R$498,8 milhões e R$400,1 milhões, respectivamente, relativas àscontribuições dos referidos planos. Em 30 de setembro de 2007, a FORLUZ possuía 15.749 participantesativos, aposentados e pensionistas, patrocinados pela Emissora inscritos em seus planos, conforme mostra atabela a seguir.Número de Participantes por Planos - FORLUZItem Benefício Definido - BD Saldado - A Misto - BAtivos 4 1.832 8.225Aposentados 24 5.917 1.140Pensões 8 1.089 101Fonte: CompanhiaO número de empregados da Emissora filiados aos planos de previdência privada é, em 30 de setembro de2007, de 8.229, equivalente a 42% do total de empregados.Ademais, a Emissora mantém, de modo independente, aos planos disponibilizados pela FORLUZ,pagamentos de parte do prêmio de seguro de vida para os aposentados e contribui para um plano de saúdepara os empregados, aposentados e dependentes, administrado pela FORLUZ.Outros BenefíciosA Emissora fornece ainda aos seus empregados, seguro saúde, seguro de vida, vale-alimentação, valetransporte,auxílio-creche, programa de apoio ao menor eficiente especial.ForluzPor meio de deliberações de sua Diretoria, a Emissora reconheceu diferentes débitos em relação à FundaçãoForluminas de Seguridade Social - FORLUZ, uma entidade de previdência privada dos funcionários daEmissora. Esses débitos são relacionados ao passivo atuarial e outros benefícios pós-emprego desuplementação de aposentadorias e pensões, seguro de vida, plano de saúde e plano odontológico. Noexercício findo em 31 de dezembro de 2006, esses débitos totalizavam R$977,8 milhões, e no período de novemeses findos em 30 de setembro de 2007, esses débitos totalizavam R$916,1 milhões. Segundo informaçõesda Emissora, esses débitos deverão ser amortizados progressivamente até junho de 2024.158

Capacitação e TreinamentoA Emissora assegura a manutenção das condições necessárias para o treinamento dos seus empregados para opleno exercício de sua função, através da disponibilização de Programas de Capacitação, de Desenvolvimentoe de Reciclagem que estejam alinhados ao planejamento estratégico, através do BSC, indicados nodesenvolvimento das competências pela Gestão do Desempenho e previstos na descrição de função de seusempregados. Por se tratar de desenvolvimento de empregados, todas as ações têm caráter contínuo epermanente. Assim, as ações de treinamento e de desenvolvimento, atreladas aos negócios da Emissoraconsideram conhecimentos e habilidades necessários aos empregados para: (i) atendimento às legislaçõespertinentes; (ii) cumprimento das metas setoriais e, conseqüentemente, empresariais; (iii) exercício da funçãoconforme Plano de Cargos e Remuneração; (iv) melhoria do desempenho com correção das deficiênciasidentificadas em análises de desempenho do pessoal; (v) melhoria da saúde e da segurança; (vi) atendimento aações corretivas, preventivas e a indicadores de desempenho fora da meta; (vii) implementação de melhorias;e (viii) demanda por novas tecnologias de mercado.Dentre esses programas, destacam-se o Programa de Escolarização de Empregados, que tem o objetivo deoferecer aos empregados da Emissora a possibilidade de obtenção do certificado de conclusão do EnsinoFundamental e Médio e um Programa de Auxílio Educação, através de reembolso de despesas relativas àsmensalidades de curso de Graduação ou Técnico.Destacam-se, também, o Programa de Desenvolvimento das Lideranças da Empresa, elaborado a partir dadefinição das competências requeridas para o exercício da função de gestor e o Programa Amana-Key com oobjetivo de preparar seus executivos para os desafios da gestão e desenvolvê-los em sua capacidade de pensare agir estrategicamente, com alto pragmatismo, sempre equilibrando os aspectos técnicos e humanos.Para o treinamento de seu quadro técnico, a Emissora conta com a Escola de Formação e AperfeiçoamentoProfissional – EFAP, situada no município de Sete Lagoas/MG, reconhecida, principalmente em função desuas instalações e de seu corpo docente qualificado, como o maior Centro de Treinamento Técnico daAmérica Latina. É de sua competência todo o treinamento técnico voltado para a formação e aperfeiçoamentoprofissional de todos os empregados da Emissora que desempenham funções técnico-operacionais.Dentre os programas de treinamento técnico da EFAP, destacam-se atualmente o Programa de Aprendizes,com intuito de selecionar menores aprendizes para participar de um programa de formação técnicoprofissionalpara as carreiras operacionais da Emissora, o Programa de Formação Integrada dos Eletricistas deLinha e Redes da Distribuição e de outras carreiras técnicas da Emissora, para preparação de profissionaisrecém contratados para o pleno exercício de suas funções e o Programa de Reciclagem dos Eletricistas deLinhas e Redes da Distribuição, cujo objetivo é a reciclagem de todos seus eletricistas, de cinco em cincoanos, em todas as habilidades requeridas no exercício de sua função. Buscando qualidade e melhoria contínuados seus processos, a EFAP está atualmente em processo de implantação do Sistema de Gestão da Qualidade,para fins de certificação, segundo a norma ISO 9001.No exercício encerrado em 31 de dezembro de 2006, a Emissora investiu aproximadamente R$11,2 milhõesem seus programas de treinamento, e no período de nove meses findos em 30 de setembro de 2007 foraminvestidos R$7,8 milhões. A adoção de treinamento para capacitação e desenvolvimento possibilita àEmissora melhorar a eficiência e a eficácia dos seus processos, produtos e serviços, além de desenvolver eincrementar o crescimento pessoal e profissional dos seus empregados. Esses benefícios são comprovadospela avaliação dos resultados corporativos.No total, registrou-se em 2006 o número de 11.363 participações de empregados em treinamento técnico,perfazendo um total de 486.559 h/h de treinamento, com uma média de 45,65 horas de treinamento técnicopor empregado, parâmetro dentro das melhores práticas de mercado.Para superintendentes e gerentes, a competência para adquirir liderança é desenvolvida de acordo com oprograma CELIG. A Emissora investiu em treinamentos administrativo, técnico e gerencial o valor total deR$11,3 milhões em 2006.159

Segurança no TrabalhoA Emissora possui uma Política de Segurança que prevê a proteção de seus empregados próprios, contratados,de empresas contratadas, bem como a comunidade direta ou indiretamente afetada por seu sistemaoperacional, através da identificação, avaliação e controle dos riscos decorrentes de suas atividades. Deacordo com a sua política de segurança do trabalho, todo empregado tem o direito de questionar a realizaçãode tarefa em que as medidas de segurança no trabalho não estejam devidamente satisfeitas. Em 2006,ocorreram 90 acidentes, sendo 28 com afastamento do trabalho. Dentre os acidentes mais freqüentes sofridospelos empregados da Emissora estão os relacionados às reações do corpo em movimento, que consistem emcausas simples, tais como tropeços, torções e similares.Para garantir o cumprimento desta Política de Segurança, a Emissora possui um Serviço Especializado emEngenharia de Segurança e Medicina do Trabalho, 57 Comissões Internas de Prevenção de Acidentes e estáimplantando o Sistema de Gestão de Saúde e Segurança do Trabalho, com base na Especificação OHSAS18001, em todas as áreas que interagem com o Sistema Elétrico de Potência.POLÍTICAS DE RESPONSABILIDADE SOCIAL, PATROCÍNIO E INCENTIVO À CULTURAA busca de novas formas para colaborar com as comunidades em que a Emissora atua é uma preocupaçãoconstante.A Emissora possui forte orientação social, tendo como objetivos a ética e a responsabilidade sócioempresarial.A Emissora participa de diversos programas sociais coordenados pela CEMIG, que possui umcomitê de responsabilidade social empresarial que estabelece sua política de responsabilidade social ecidadania.PROPRIEDADE INTELECTUALA Emissora tem por política proteger suas marcas nos diversos países onde atua ou pretende atuar. A CEMIGmantém um escritório externo especializado em marcas e patentes, que dá suporte a todas as suas controladas,inclusive a Emissora.Em 30 de setembro de 2007, a Emissora possuía 6 cartas patentes concedidas, 32 pedidos de privilégio sobreinvenções, 1 pedidos de registro de marcas e 1 programa de computador registrado. Suas principais patentesreferem-se à utilização de energia fotovoltaica, células a combustível, equipamentos de medição deparâmetros elétricos e ferramentas para utilização na operação ou manutenção de instalações elétricas. Até omomento, nenhuma patente da Emissora foi licenciada para terceiros.CONTROLE DE QUALIDADEAtualmente, cerca de 87% dos empregados da Emissora executam seus processos e atividades considerandorequisitos internacionais de qualidade ambiental, de produtos e serviços e da saúde e segurança. A Emissoraocupa posição de destaque no cenário das empresas certificadas.O Sistema de Gestão da Qualidade certificado em conformidade com a NBR ISO 9001/2000, abrange umconjunto de processos representativos dos serviços prestados pela Emissora:• Ligação de unidades consumidoras, restauração da iluminação pública e restabelecimento deenergia;• Faturamento dos clientes corporativos;• Manutenção de equipamentos;• Planejamento, projeto, construção, operação e manutenção de redes subterrâneas, obras deexpansão e manutenção da distribuição, ligação de consumidores, iluminação pública erestabelecimento de energia elétrica;160

• Centro de Operação do Sistema Elétrico da Distribuição - COD;• Atendimento a clientes corporativos, nas agências, central de atendimento por telefone e internet;e• Arrecadação e faturamento.Na constante busca da evolução pela excelência, a Emissora participou em 2003, 2004 e 2005 do PrêmioMineiro de Qualidade (PMQ), tendo atingido a faixa Prata em 2003 e 2004. Em 2005, como resultado destaevolução, a empresa foi premiada com a faixa Ouro e troféu no PMQ.A finalidade destas práticas é aumentar a confiabilidade dos processos produtivos, contribuindo para aobtenção dos padrões de qualidade internacionalmente aceitos e vêm reforçar alguns conceitos pelos quais aEmissora é reconhecida: competência, eficiência, competitividade, comprometimento social e ambiental,entre outros.TECNOLOGIAA Emissora continua investindo em equipamentos de monitoramento e controle automatizados tendo em vistasua estratégia de aumento de eficiência, modernização e automatização adicionais de seus sistema dedistribuição.A rede de distribuição da Emissora é operada por meio de sete Centros de Operações Regionais deDistribuição (“CODs”), responsáveis pelo atendimento de serviços comerciais e de emergências(restabelecimento de fornecimento de energia).A Emissora utiliza ainda tecnologias de geoinformática e de gerenciamento eletrônico de documentos com oobjetivo de suportar e agilizar seus processos de engenharia de distribuição até 161 kV, nas áreas de projeto,planejamento, operação e manutenção. As principais aplicações implantadas são responsáveis pelogerenciamento automatizado de suas redes e pelo armazenamento digital e disponibilização de imagens dedocumentos técnicos, normas e especificações, bem como arquivos de projetos de engenharia gerados.A Emissora utiliza vários sistemas de manutenção e reparos para minimizar as interrupções não programadasdo serviço elétrico prestado a seus clientes.A Emissora compartilha com a CEMIG um sistema de gerenciamento da SAP, empresa alemã de softwares deadministração, o qual fornece suporte nas áreas de contabilidade, custos, orçamento, investimentos, projetos,estoques, manutenção, ativos fixos, recursos humanos, tesouraria, gerência de riscos (corporativo efinanceiro), gestão de indicadores de desempenho, dentre outros.A Emissora também compartilha com a CEMIG um Sistema de Gerenciamento de Riscos Corporativos, queatua alinhado com o Planejamento Estratégico, o qual tem definido os objetivos estratégicos dos processos denegócios da Emissora. A partir dos objetivos estratégicos, são identificados e categorizados os riscos quepoderão comprometer as metas caso estes venham a se materializar, bem como são definidos planos de açãopara sua mitigação. O Gerenciamento de Riscos Corporativos contribui para o atendimento aos princípios degovernança corporativa em seu mais alto nível, incluindo os requisitos de cumprimento definidos pela LeiSarbanes Oxley, bem como para propiciar respostas rápidas e efetivas da Emissora na ocorrência dealterações do ambiente de negócios.PESQUISA E DESENVOLVIMENTO E EFICIÊNCIA ENERGÉTICAConforme regulação do setor elétrico, as empresas de distribuição e geração de energia elétrica devem investiro percentual de 1,00% da sua receita líquida em programas de eficiência energética e pesquisa edesenvolvimento. Alguns programas de eficiência energética e pesquisa e desenvolvimento relacionados areceitas de períodos anteriores ainda não foram concluídos pelos agentes do setor elétrico, existindo aindagastos a serem realizados. Este atraso decorre do tempo utilizado na elaboração dos projetos e aprovação pelaANEEL.161

Em atendimento às instruções da ANEEL, a Emissora reconheceu como despesa no resultado do exercício de2006 e no período de nove meses findo em 30 de setembro de 2007, os gastos a serem realizados e para osquais a Emissora já havia recebido a tarifa correspondente em exercícios anteriores, no valor de R$158,0milhões e R$30,7 milhões, respectivamente.PRÊMIOSA Emissora recebeu em 2005, como resultado dos esforços desenvolvidos e excelência no desempenho desuas atividades o ”Prêmio Procel” na modalidade Empresas de Distribuição de Grande Porte, na qual obteve o1º Lugar pelos projetos “Solar Cemig”, “Sites da Telemar Eficientização Energética” e “Substituição deAutoclaves em Unidades Hospitalares”.A Emissora, juntamente, com a CEMIG e a CEMIG GT, foi escolhida pelas revistas Exame e Você S.A. “AMelhor empresa para se trabalhar” na categoria –“As Maiores–“ em 2007.A Emissora foi escolhida como a melhor concessionária de energia elétrica da Região Sudeste do País. AEmissora foi contemplada com o Prêmio IASC 2006 - Índice Aneel de Satisfação do Consumidor na categoriaRegião Sudeste - acima de 400 mil consumidores. O prêmio foi concedido após uma pesquisa realizada pelaANEEL, em todo o País, com mais de 19 mil consumidores de 64 concessionárias de energia, para avaliar ograu de satisfação dos consumidores residenciais com relação aos serviços prestados pelas distribuidoras deenergia elétrica do país. As empresas vencedoras recebem um certificado e um Selo IASC, que identifica oreconhecimento dos consumidores pelo seu desempenho, o prêmio é concedido anualmente, desde 2002, paraincentivar a melhoria do serviço de distribuição no país.O gráfico a seguir apresenta a evolução do IASC da Emissora:75706560555063,3968,03452005 20062005 2006Fonte: CompanhiaA CEMIG, sociedade controladora da Emissora, foi selecionada, pela edição 2007/2008 do Índice Dow Jonesde Sustentabilidade, como a líder mundial do supersetor de "utilities", que engloba as empresas prestadoras deserviço de energia elétrica, distribuição de gás, saneamento e outros serviços de utilidade pública em todo omundo. Essa conquista marca, também, o oitavo ano consecutivo da permanência da CEMIG na seleta lista deempresas do Dow Jones Sustainability World Indexes (DJSI World). A CEMIG se mantém neste índice desdesua criação, em 1999, como a única empresa do setor elétrico da América Latina a fazer parte desse índiceinternacional. O DJSI World é composto por ações das maiores empresas que, em seus diferentes setoreseconômicos, se caracterizam por sua reconhecida sustentabilidade corporativa, capazes de criar valor para osacionistas ao longo prazo, bem como por conseguirem aproveitar as oportunidades e gerenciar os riscosassociados a fatores econômicos, ambientais e sociais.162

ADMINISTRAÇÃO DA EMISSORAA Emissora é administrada pelo Conselho de Administração e pela Diretoria Executiva que atuam emconformidade com a Lei das Sociedades por Ações e com seu Estatuto Social. Conforme determina o EstatutoSocial da Emissora, os membros de seu Conselho de Administração e de sua Diretoria Executiva são osmesmos do Conselho de Administração e da Diretoria Executiva da CEMIG.Nos termos do Estatuto Social da Emissora, é vedada a remuneração, pela Emissora, dos membros daDiretoria Executiva e do Conselho de Administração que integram outros órgãos de administração daCEMIG, devendo esta última arcar com esses custos.CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃOO Conselho de Administração da Emissora é composto por 14 membros efetivos e respectivos suplentes,dentre os quais um será o seu Presidente e outro seu Vice-Presidente, e se reúne ordinariamente a cada doismeses e extraordinariamente por convocação de seu Presidente, de seu Vice Presidente, de um terço de seusmembros ou quando solicitado pela Diretoria Executiva. As responsabilidades do Conselho de Administraçãoincluem a fixação da estratégia societária, orientação geral dos negócios, eleição, destituição e fiscalizaçãodos Diretores. Os membros do Conselho de Administração da Emissora são qualificados em diversas áreas,tais como economia, negócios, contabilidade, eletricidade e pesquisa e desenvolvimento.Cada membro efetivo do Conselho de Administração da Emissora possui um suplente, sendo que todos sãoeleitos e destituíveis a qualquer tempo pela Assembléia Geral de Acionistas, para mandato de três anos,podendo ser reeleitos. Os conselheiros suplentes atuam como substitutos de seus respectivos titulares em suaseventuais ausências e impedimentos ou no caso de vacância, até que se proceda à respectiva substituição.Nenhum membro efetivo ou membro suplente do Conselho de Administração da Emissora possui um contratode serviço que prevê benefícios após o término de seu mandato.Os atuais 14 integrantes efetivos do Conselho de Administração foram indicados pela CEMIG, única acionistada Emissora, para cumprirem mandato até 30 de abril de 2010, nas Assembléias Gerais Ordinária eExtraordinária realizadas, cumulativamente, em 27 de abril de 2007 e na Assembléia Geral Extraordináriarealizada em 22 de junho de 2007.O Conselho de Administração da Emissora, em reunião realizada em 28 de junho de 2007, indicou para seuPresidente o Sr. Marcio Araujo de Lacerda, mantendo como Vice-Presidente o Sr. Djalma Bastos de Morais.Os nomes, cargos e datas da nomeação original dos conselheiros e suplentes são os seguintes, havendo,atualmente, uma vaga de membro suplente:Nome Cargo Data da NomeaçãoMarcio Araujo de Lacerda (1) Efetivo 22 de junho de 2007Djalma Bastos de Morais (2) Efetivo 13 de dezembro de 2004Francelino Pereira dos Santos Efetivo 13 de dezembro de 2004Antônio Adriano Silva Efetivo 13 de dezembro de 2004Haroldo Guimarães Brasil Efetivo 30 de dezembro de 2004Carlos Augusto Leite Brandão Efetivo 13 de dezembro de 2004Andréa Paula Fernandes Pansa Efetivo 13 de dezembro de 2004Evandro Veiga Negrão de Lima Efetivo 30 de dezembro de 2004Wilton de Medeiros Daher ( Efetivo 28 de abril de 2006Aécio Ferreira da Cunha Efetivo 13 de dezembro de 2004José Augusto Pimentel Pessôa Efetivo 13 de dezembro de 2004Maria Estela Kubitschek Lopes Efetivo 13 de dezembro de 2004Alexandre Heringer Lisboa Efetivo 13 de dezembro de 2004Wilson Nélio Brumer Efetivo 13 de dezembro de 2004Francisco de Assis Soares Suplente 22 de junho de 2007Lauro Sérgio Vasconcelos David Suplente 28 de abril de 2006Luiz Antônio Athayde Vasconcelos Suplente 13 de dezembro de 2004163

Nome Cargo Data da NomeaçãoMarco Antonio Rodrígues da Cunha Suplente 13 de dezembro de 2004Antônio Renato do Nascimento Suplente 13 de dezembro de 2004Eduardo Leite Hoffmann Suplente 28 de abril de 2006Maria Amália Delfim de Melo Coutrim Suplente 28 de abril de 2006Andréa Leandro Silva Suplente 13 de dezembro de 2004(vago)Eduardo Lery Vieira Suplente 13 de dezembro de 2004Nohad Toufic Harati Suplente 22 de junho de 2007Fernando Henrique Schuffner Neto Suplente 22 de junho de 2007Franklin Moreira Gonçalves Suplente 13 de dezembro de 2004Guilherme Horta Gonçalves Júnior Suplente 13 de dezembro de 2004(1) Presidente do Conselho de Administração;(2) Vice-Presidente do Conselho de Administração;Seguem abaixo breves informações biográficas e endereço comercial dos membros efetivos e suplentes doConselho de Administração:Marcio Araujo de Lacerda - O Sr. Lacerda recebeu graduação em administração de empresas daUniversidade Federal de Minas Gerais (1977). O Sr. Lacerda foi Secretário Executivo do Ministério deIntegração Nacional de 2003 a 2005, e presidiu o Conselho Regional de Desenvolvimento da Federação dasIndústrias do Estado de Minas Gerais (Fiemg) de 2006 a 2007. Ele fundou, e até janeiro de 2003 serviu comoDiretor Presidente das seguintes companhias: Construtel, uma companhia de sistemas de telecomunicaçãooperando mundialmente (fundada em 1975); a companhia de gestão Partcom (incorporada em 1988); e aprodutora de equipamentos telefônicos Batik (fundada em 1979), controle da qual foi vendido à LucentTechnologies em 1999. De 1973 a 1975 foi diretor da companhia de engenharia de telecomunicação Tele-America, e de 1996 a 1972 esteve no pessoal técnico da Companhia Telefônica de Minas Gerais, CTMG. Foimembro do Centro das Indústrias e Cidades Industriais de Minas Gerais (CICI) de 1993 até 2000 e participouem vários eventos das indústrias de telecomunicação e tecnologia pelo mundo, e representou o Governo doEstado de Minas Gerais em missões à Coréia, Portugal e Chile. Foi membro da mesa de diretores e gestor deum grande número de organizações industriais e tecnológicas de interesse público conectadas ao Estado deMinas Gerais, e membro da mesa diretora da companhia educacional do setor privado Pitágoras Apollo.Endereço Comercial: R. Rio de Janeiro, 471/16º and. - Centro - Belo Hte.- MG - CEP 30160-040 - Tel: (31)3270-9400 / 9438 - Fax: (31) 3270-9302 - E-mail: secretario@desenvolvimento.mg.gov.brDjalma Bastos de Morais - O Sr. Morais é formado em engenharia pelo Instituto Militar de Engenharia,tendo concluído estudos de pós-graduação em telefonia e informática no mesmo instituto. Desde janeiro de1999 é nosso Diretor Presidente e desde julho de 2002 é Diretor Presidente da Empresa de Infovias S.A. Dejaneiro de 1999 a dezembro de 2004 foi Diretor Presidente da Gasmig. De maio de 1999 a agosto de 2001,foi Diretor Presidente da Empresa de Infovias S.A. De 1995 a 1998, foi vice-presidente da PetrobrasDistribuidora S.A. De 1993 a 1994, o Sr. Morais atuou como Ministro das Comunicações do Brasil. Tambémocupou vários outros cargos, como diretor presidente da Telecomunicações de Minas Gerais S.A. -Telemig;gerente da Telecomunicações Brasileiras S.A. -Telebrás; diretor de operações da Telecomunicações de MatoGrosso - Telemat; diretor de operações da Telecomunicações do Amazonas - Telemazon; e gerente daTelefônica Municipal S.A. - Telemusa. Endereço Comercial: Av. Barbacena, 1.200/18º and. - Stº Agostinho- Belo Hte.-MG - CEP 30123-970 - Tel: (31) 3506-4900 - Fax: (31) 3506-4969 - E-mail:dmorais@cemig.com.brFrancelino Pereira dos Santos - O Sr. Santos formou-se em direito na Universidade Federal de MinasGerais, em 1949. Foi também senador por Minas Gerais, de 1995 a 2002 e governador de Minas Gerais de1979 a 1983. Foi também deputado federal por quatro mandatos sucessivos de 1963 a 1979, e vereador dacidade Belo Horizonte de 1951 a 1954. De 1961 a 1966 foi Chefe de Gabinete do Secretário do Estado deMinas Gerais de Assuntos Internos e da Justiça, Chefe do Departamento de Administração Geral do Estadode Minas Gerais e Conselheiro Chefe de Assuntos Municipais do Gabinete do Governador. De 1985 a 1990foi vice-presidente da administração do Banco do Brasil S.A. e diretor presidente da Acesita, de outubro de1983 a agosto de 1984. Foi também professor e diretor da Escola Municipal de 2° Grau de Contabilidade emBelo Horizonte de 1955 a 1959. Endereço Comercial: R. São Paulo, 1.781/701 - Lourdes - Belo Hte.-MG -CEP 30170-130 - Tel: (31) 3275-2159 - FAX: (31) 3335-2967 - E-mail: francp@uai.com.br164

Antônio Adriano Silva – O Sr. Silva é formado em administração de empresas com especialização emmarketing. Trabalhou para várias empresas privadas, entre elas Mesbla S.A., Empresa Brasileira de VarejoS.A. - Embrava, Agência Jornalística Imagem, Associação Comercial de Minas, Asa Criação de Publicidadee Coteminas. Endereço Comercial: Belo Hte.MG: R. Aimorés, 981/11º and. - Funcionários - Belo Hte.-MG- CEP 30140-071 - Tel: (31) 2129-9870 - (31) 2129-9946 - Fax: (31) 2129-9855 Brasília-DF: SHS - Quadra01 - Bloco A - Aptº 523 - Asa Sul - CEP 70322-900 - Tel: (61) 3411-2356 - (61) 3411-2447 - (61) 3223-0568 - Fax: (61) 3223-0568 - E-mail: adriano@planalto.gov.brHaroldo Guimarães Brasil – O Sr. Guimarães nasceu em 13 de julho de 1962. Formou-se em engenhariaelétrica pela PUC de Minas Gerais, e obteve doutorado em economia pela Universidade Federal do Rio deJaneiro em 1997. Obteve Mestrado em Administração de Empresas pela Universidade Federal de MinasGerais em 1991, e concluiu o Curso de Graduação Técnica do Banco Central (São Paulo, 1994), bem comoestudos de pós-graduação em Políticas Públicas pela ENAP de Brasília (1990), e especialização emengenharia econômica pela Fundação Dom Cabral em 1986. É Diretor da Strategor Ltda - Consultoria eTreinamento, Consultor da Fundação de Desenvolvimento de Administração, Professor do Curso deMestrado em Administração de Empresas da Fundação Pedro Leopoldo, Professor do IBMEC EducacionalS.A. e professor convidado do Programa de Mestrado em Administração de Empresas da UniversidadeFederal de Minas Gerais. Endereço Comercial: R. Alvarenga Peixoto, 435/502 - Lourdes - Belo Hte.-MG -CEP 30180-120 - Tel: (31) 3291-8059 - Fax: (31) 3292-3477 - E-mail: strategor@uai.com.brCarlos Augusto Leite Brandão. O Sr. Brandão nasceu em 3 de janeiro de 1956. Graduou-se em EngenhariaElétrica pela Universidade Federal de Minas Gerais no ano de 1978, tendo subseqüentemente concluído osestudos de pós-graduação em Engenharia Econômica pela Fundação Dom Cabral concluindo o curso em1980. Em 2000 cursou MBA em Finanças pelo IBMEC (Instituto Brasileiro de Mercados de Capitais).Atualmente é o Diretor de Coordenação Empresarial da AES Eletropaulo, respondendo pelas açõesregulatórias, institucionais e coordenação gerencial das empresas do grupo no Brasil. Cumulativamente,preside o Conselho Fiscal da CCEE (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica). Foi membro doComitê Executivo de Mercado do MAE e é membro do Conselho de Administração e Diretor da ASMAE. Émembro do IEEE - The Institute of Electrical Engineers, Inc.- desde 1980 e Membro Sênior desde1990. Foi presidente das seções do IEEE do Rio de Janeiro de 1990 a 1992 e de Minas Gerais (do qual éfundador) de 1993 a 1996. Foi presidente do Conselho Brasil de 1999 a 2001. É Membro do ConselhoEditorial da Power Computer Society, ocupou diversos cargos na Power Engineering Society e é oúnico representante estrangeiro a ocupar cargo no United States Activities Board, com sede emWashington D.C. Ex-professor do Instituto Cultural Brasil Estados Unidos, do Centro de Computação daUniversidade Federal de Minas Gerais, de vários cursos da Eletrobrás e PUC-MG, tem mais de 50 trabalhospublicados no Brasil e exterior, tendo publicado livro e CD-ROM em conjunto com Fundação João Pinheirosobre Modelos do Setor Elétrico em 1995. Coordenou o curso de Regulamentação do Setor Elétricopromovido pela Fundação João Pinheiro em 1997, primeiro curso do gênero no Brasil. Iniciou sua carreira naCEMIG em 15 de março de 1979, tendo atuado como Engenheiro, Gerente da Divisão de Engenharia deOperação e Manutenção, Gerente do Departamento de Operação e Manutenção, Gerente do Departamento dePlanejamento e Automação, Consultor de Comercialização de Grandes Clientes, Gerente do Departamentode Transmissão. O Sr. Brandão é assessor da Vice Presidência e consultor do Diretor de Finanças,Participações e Relações com Investidores. Endereço Comercial: R. Lourenço Marques, 158/11º and. - VilaOlímpia - São Paulo-SP - CEP 04547-100 - Tel: (11) 2195-2274 - (11) 2195-2256 - Fax: (11) 2195-2053 - E-mail: carlos.brandao@moldunet.com.br e carlos.brandao@caeconsultoria.com.brAndréa Paula Fernandes Pansa. A Sra. Fernandes nasceu em 19 de outubro de 1969. Em 1992, formou-seem Administração de Empresas pela FIRP- Faculdades Integradas Rio-Pretense, com pós-graduação pelaFundação Getúlio Vargas - FGV no ano de 1995. Foi aluna do Extension Business Course pelaUniversidade de Berkeley em 1996, e realizou o "Banking Extension Course" - GVPEC pela FundaçãoGetúlio Vargas no ano de 1998. Fez MBA em Finanças pelo IBMEC (Instituto Brasileiro de Mercado deCapitais) com conclusão no ano de 2001. É Assessora da Diretoria de Coordenação Empresarial dasempresas do Grupo AES Brasil. Anteriormente, atuou na Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de SãoPaulo S.A. como Analista Financeira e de Relações com Investidores no período de 2000 a 2003. FoiAnalista de Portfólio do Banco Santander Brasil S.A nos anos de 1998 a 2000. Atuou na Área de Marketingda Tyson Foods nos Estados Unidos em 1996 e trabalhou no Citibank N.A no período de 1990 a 1991.Endereço Comercial: R. Lourenço Marques, 158/11º and. - Vila Olímpia - São Paulo-SP - CEP 04547-100 -Tel: (11) 2195-2288 - Fax: (11) 2195-2053 - E-mail: andrea.fernandes@aes.com165

Evandro Veiga Negrão de Lima. O Sr. Negrão de Lima graduou-se em medicina com especialização empsiquiatria na faculdade de medicina da Universidade Federal de Minas Gerais em 1964, onde, apósexperiência adquirida no hospital e universidade em Colorado, EUA, tornou-se instrutor e subsequentementemonitor em medicina forense. Ele foi psiquiatra clínico do Instituto de Previdência Social dos Empregadosde Minas Gerais, aposentando-se como chefe de serviços médicos no interior do Estado. Ele foi conselheiroda Associação Comercial de Minas Gerais, vice-presidente do Clube de Gerentes de CompanhiasImobiliárias, vice-presidente do Clube América de Futebol, diretor de duas companhias comercializadoras deaço Cobraço e Cobrafer, e é piloto licenciado desde 1968. Ele é atualmente presidente da Sancruza,companhia de planejamento e engenharia; presidente do Yacht Club da Pampulha em Belo Horizonte epresidente da NL, empresa de construção e desenvolvimento e mais outras duas empresas de gerenciamentoimobiliário. Endereço Comercial: Av. João César de Oliveira, 1730 - Lj.5 - Eldorado - Contagem-MG -CEP 32310-000 - Tel: (31) 3351-1160 - Fax: (31) 3391-4765 - E-mail: presidente@sancruza.com.brWilton de Medeiros Daher – O Sr. Daher formou-se em economia em 1972 e em administração de empresasem 1975 pela Universidade do Rio Grande do Norte, seguido de pós graduação em comércio exterior naUniversidade de Brasília em 1984. Ele obteve um MBA da Faculdade de Economia da Universidade de SãoPaulo em 1994 e um título de mestre em administração (especialista em comércio internacional) pelaUniversidade de Fortaleza em 2005. No Banco do Brasil ele foi Conselheiro de Negócios Internacionais parao Gabinete da Presidência (de 1979-1985), gerente conjunto das filiais do banco em Lisboa e Porto (de 1986a 1987), e Diretor Gerente Conjunto e Diretor Administrativo para o Estado do Ceará (de 1988 a 1995). Nainiciativa privada ele foi Diretor Executivo do Intercredit Fomento Mercantil Ltda., membro do Conselho deAuditoria da Neoenergia S.A. (antiga Guaraniana S.A.), uma companhia controladora de seis concessionáriasnos Estados do Rio Grande do Norte, Pernambuco e Bahia, representante da Previ, o plano de previdência doBanco do Brasil (2003), membro do Conselho de Auditoria da Duratex S.A., o grupo ITAUSA,representando a Previ (de 2004 a 2006), membro do Instituto Brasileiro de Governança Corporativa – IBGCem São Paulo, e Vice-presidente da Federação de Indústria Comércio, Serviços e Agricultura do Estado doCeará (FACIC) pelo período de 2006 a 2009. Endereço Comercial: R. Barbosa de Freitas, 200/1700 -Meireles - Fortaleza-CE - CEP 60170-020 - Tel: (85) 3264-9005 - FAX: (85) 3264-9070 - E-mail:daher@accvia.com.br e wdaher@netbandalarga.com.brAécio Ferreira da Cunha - O Sr. Cunha formou-se em Bacharel em Ciências Jurídicas e Sociais pelaFaculdade Nacional de Direito da Universidade do Brasil, no Rio de Janeiro, em 1951. Foi diplomado pelaEscola Superior de Guerra em 1973. Hoje, é empresário do setor agropecuário do norte do Estado de MinasGerais. Desde 1993, integra o Conselho de Administração de Furnas. Foi presidente do Conselho deAdministração do BNDES em 1993. Foi eleito Deputado Federal, por seis legislaturas, no período de 1963 a1987 e Deputado Estadual, por duas legislaturas, de 1955 a 1962. Antes disso, o Sr. Cunha foi Chefe doGabinete da Secretaria de Agricultura, Comércio e Trabalho de Minas Gerais. Em 1988 foi nomeadoMinistro do Tribunal de Contas da União, após a aprovação do seu nome pelo Senado Federal, mas,invocando razões de ordem pessoal, desistiu do cargo às vésperas da posse. Endereço Comercial: R.Professor Antônio Aleixo, 82/501 - Lourdes - Belo Hte.-MG - CEP 30180-150 - Tel: (31) 3335-9168 - Fax:(31) 3337-6192José Augusto Pimentel Pessoa. O Sr. Pimentel nasceu em 27 de maio de 1937 e se formou em engenhariacivil pela Universidade Federal de Minas Gerais - UFMG em 1961 com curso de especialização emhidráulica e saneamento. Atuou como chefe do escritório de obras da Reduc, pela Tenenge, como engenheiroautônomo (de 1963 a 1964), engenheiro da CEMIG (1974 – 1974), onde atuou na construção de linhas detransmissão e como engenheiro de reconhecimento de campo de locais barráveis, responsável pelo setor deestruturas da usina de Jaguara. Foi chefe do departamento de Estudos e Projetos da Eletronorte - CentraisElétricas do Norte do Brasil S.A., de 1974 a 1978 e diretor da Engevix de 1978 a 1994, sendo consultorindependente desta desde 1994. Foi Diretor do Sindicato Nacional das Empresas de Arquitetura e EngenhariaConsultiva (em 1994), Diretor Administrativo e Diretor da Área de Energia da Amec - Associação Mineiradas Empresas de Engenharia Consultiva (em 1992). Atualmente é Engenheiro Consultor da Amec. Foimembro e Conselheiro do Comitê Brasileiro de Grandes Barragens entre 1977 e 1996 e em 1977 foiCoordenador do GTCN- Grupo de Trabalho para Custos do Norte. Endereço Comercial: R. Padre FranciscoArantes, 380 - Vila Paris - Belo Hte.-MG - CEP 30380-730 - Tel: (31) 2128-4488 - Fax: (31) 2128-4488 - E-mail: jappessoa@superig.com.br166

Maria Estela Kubitschek Lopes - A Sra. Lopes formou-se em arquitetura e é decoradora de interiores eempresária. É sócia gerente da DF Consultores Ltda. e da Santa Júlia Importação, Exportação eParticipações. É também assessora do presidente da Fundação Municipal de Teatro da Cidade do Rio deJaneiro, e do presidente dos Amigos do Estado do Rio de Janeiro AME-RIO, e do presidente do conselho daCasa Santa Ignez (uma entidade filantrópica responsável pela nutrição e educação de crianças e de famíliasde baixa renda no bairro da Rocinha no Rio de Janeiro). Foi uma das fundadoras do Memorial JK, umaorganização fundada em memória de Jucelino Kubitschek de Oliveira (ex-presidente do Brasil), e exerceu ocargo de vice-presidente de setembro de 1981 a maio de 2000, e como presidente executiva desde outubro de2000. Foi também presidente do conselho do Instituto Cultural Cesgranrio, vice-presidente do conselho doBanco da Mulher, presidente de Instituições Beneficentes do Estado do Rio de Janeiro e membro do conselhoda Casa das Palmeiras, um instituto cultural. Recebeu diversas honras ao mérito cultural e social. EndereçoComercial: R. Alberto de Campos, 237/101 - Ipanema - Rio de Janeiro-RJ - CEP 22411-030Tel: (21) 2247-6438 - (21) 2247-6779 - FAX: (21) 2210-1300 - E-mail: meklopes@hotmail.com emelopes@attglobal.netAlexandre Heringer Lisboa - O Sr. Lisboa formou-se em engenharia elétrica no Instituto Politécnico daPontifícia Universidade Católica de Minas Gerais e recebeu o grau de mestre em engenharia mecânica, comênfase em energia solar, da Universidade Federal da Paraíba, na cidade de João Pessoa (Estado da Paraíba).Recebeu também treinamento especializado em usina eólica na Deutsches Windenergie – Institut -DEWI e da Summer School on Wind Energy Technology na Universidade de Oldenburg, na Alemanha.Trabalha como engenheiro da CEMIG desde maio de 1985 e é conselheiro do SENGE, assim comoconselheiro do Conselho Regional de Engenharia e Arquitetura. Foi suplente do conselho de administraçãoda CEMIG de janeiro de 1999 a dezembro de 2000. Foi pesquisador e consultor do Centro da FundaçãoTecnológica de Minas Gerais - CETEC, de novembro de 1983 a abril de 1985. De janeiro de 1977 a maio de1979, foi estagiário na Usiminas, Companhia Siderúrgica Belgo-Mineira e Delle Alstom S.A. - DASA.Endereço Comercial: Av. Barbacena, 1200/11º and. - Ala A1 - Stº Agost. - Belo Hte.-MG - CEP 30123-970- Tel: (31) 3506-4988 - E-mail: ahlisboa@cemig.com.brWilson Nélio Brumer - O Sr. Brumer formou-se em administração de empresas pela Faculdade de Economia,Administração e Contabilidade - FUMEC - BH em 1975 e completou diversos cursos de administraçãofinanceira, planejamento e desenvolvimento gerencial no Brasil e no exterior. Ele foi Secretário doDesenvolvimento Econômico do Estado de Minas Gerais desde janeiro de 2003 a março de 2007 econselheiro da Valepar S.A. desde janeiro de 2001. Ele é o coordenador do Grupo de DesenvolvimentoEstratégico do Estado de Minas Gerais e um membro da mesa de diretores da Usiminas. Foi presidente doconselho das seguintes empresas: BHP Billiton Brasil, de novembro de 1998 a dezembro de 2002; GrupoParanapanema, de fevereiro de 1996 a outubro de 1998; Aço Minas Gerais - Açominas, de maio de 1995 ajunho de 1997; Eletrometal Metais Especiais S.A., de 1994 a 1996; Brasifco S.A., de 1993 a 1996; Rio DoceFinance Ltd. - RDF, de 1990 a 1992; Itabira International Company Ltd. - ITACO, de 1990 a 1992; eNavegação Rio Doce S.A. - DOCENAVE de 1990 a 1991. Foi vice-presidente do conselho de administraçãodas seguintes companhias: Acesita, de novembro de 1992 a outubro de 1998; Acesita Energética S.A., de1992 a 1996; Forjas Acesita S.A., de 1992 a 1996; CVRD, de 1990 a 1992, e Grupo Villares, que inclui asIndústrias Villares, Aços Villares S.A. e Elevadores Atlas S.A., de fevereiro de 1995 a outubro de 1998. Foiconselheiro da: Companhia Siderúrgica de Tubarão - CST, de julho de 1996 a abril de 1999; Varig denovembro de 1994 a fevereiro de 1996; Usiminas, de outubro de 1991 a novembro de 1992; CompanhiaSiderúrgica Tubarão, de agosto de 1992 a novembro de 1992; Rio Doce Geologia e Mineração S.A. -DOCEGEO, de 1988 a 1990: Florestas Rio Doce S.A., de 1988 a 1990; e Ferritas Magnéticas S.A. -FERMAG, de 1984 a 1986. O Sr. Brumer foi também diretor presidente da: Acesita, de novembro de 1992 aoutubro de 1998; Companhia Siderúrgica de Tubarão, de julho de 1996 a abril de 1999; CVRD, de abril de1990 a novembro de 1992; Acesita Energética S.A., de 1992 a 1993; e Forjas Acesita S.A., de 1992 a 1993.Foi diretor financeiro da CVRD, de fevereiro de 1988 a abril de 1990. Fez parte também do conselho fiscalde: Navegação Rio Doce S.A. - DOCENAVE, de 1983 a 1987 (presidente); Urucum Mineração S.A., de1983 a 1984; e Fundação Vale do Rio Doce de Seguridade Social - VALIA, de 1982 a 1983. Foi tambémpresidente do Instituto Brasileiro de Siderúrgicas de agosto de 1997 a maio de 1999, presidente do Conselhode Política Industrial da Federação das Indústrias de Minas Gerais, de 1994 a 1999, presidente do comitêfinanceiro da Valesul Alumínio S.A., de 1984 a 1988, diretor executivo da Associação Brasileira de167

Comércio Exterior - AEB, de 1994 a 1997, e membro de diversos conselhos e comitês. EndereçoComercial: R. Paraíba, 1352/1401 - Funcionários - Belo Hte.-MG - CEP 30130-41 - Tel: (31)3282-7400 -FAX: (31)3282-2977 - E-mail: swgf@terra.com.brFrancisco de Assis Soares - O Sr. Assis nasceu em 04/10/52. Graduou-se em Engenharia Elétrica pela Escolade Engenharia da Universidade Federal de Minas Gerais em 1977. Aperfeiçoou-se em Análise e Proteção doSistema Elétrico de Potência pelo Departamento de Engenharia Elétrica da Escola de Engenharia da UFMG.É pós-graduado em Administração e Gerência II CEAG pelo Centro de Desenvolvimento em Administraçãoda Fundação João Pinheiro e cursou MBA Executivo em Gestão de Negócios pelo IBMEC Business School.Participou de diversos Cursos e Seminários dirigidos ao Setor Elétrico. Sua experiência profissional iniciouseem 1972 na Caixa Econômica Estadual em 1972. Foi engenheiro da TAU Engenharia (1978) e engenheiroda Companhia Energética de Minas Gerais de 1978 a abril/ 2004, tendo ocupado as funções de Engenheiro,Gerente de Distrito, Gerente Regional e Superintendente atuando nas cidades de Pará de Minas, Paracatu,Governador Valadares, Uberaba, Divinópolis, Uberlândia e Belo Horizonte. Na CEMIG, criou o Distrito deGovernador Valadares – Interior e o Distrito de Distribuição de Araçuaí na encampação do Departamento deÁgua e Energia de MG pela CEMIG. Foi responsável pela implantação da Superintendência de Serviço deCampo Oeste tendo coordenado o Programa de Qualidade Total da Superintendência Regional deDistribuição Triângulo e a implantação da Gestão por Processos da área de Engenharia na Diretoria deDistribuição. Atualmente é Superintendente de Política Energética na Secretaria de Estado deDesenvolvimento Econômico. Como destaque foi cidadão Honorário de Uberaba e Uberlândia tendorecebido moção de Congratulação conferida pela Câmara Municipal de Uberlândia. Endereço Comercial:R. Rio de Janeiro, 471/15º and. - Centro - Belo Hte.-MG - CEP 30160-040 - Tel: (31) 3270-9406 - FAX: (31)3270-9390 - E-mail: francisco.soares@desenvolvimento.mg.gov.brLauro Sergio Vasconcelos David - O Sr Vasconcelos nasceu em 04/04/1968, brasileiro, casado, residente edomiciliado em Belo Horizonte (MG), portador da Carteira de Identidade m.3.373627, expedida pelaSecretaria de Segurança Pública do Estado de Minas Gerais. É graduado em Administração de Empresas pelaChampagnat (1990) com Pós-graduação em Administração financeira pela Fundação Dom Cabral. Possuicurso de especialização em Controladoria e Finanças pela FACE-UFMG. Concluiu o seu curso de Mestradoem Gestão Empresarial pela Amana-Key- 1998. Como trajetória profissional na CEMIG, o Sr. Vasconcelosfoi Gerente de Programação e Controle Financeiro (1993-1998), Gerente de Orçamento e Custos (1999-2005), Superintendente de Controle e Gestão Empresarial maio/2005).Em sua vivência profissional o Sr.Vasconcelos participou dos seguintes projetos específicos:Participação na implementação do Projeto deBalanced Scorecard da Cemig (2003), como coordenador da Diretoria de Finanças e Participações- DFN;Participação no Projeto de Reestruturação Organizacional da Cemig como representante da Superintendênciade Controle e Programação Financeira- FN (2001); Secretario Executivo do Comitê de priorização deOrçamento - CPO da Cemig (1998-2005); Membro do Comitê de Negociação Sindical (desde 2003); Diretorfinanceiro do Clube de Investimentos da Cemig - CLIC (2001-2005); Presidente do Clube (desde abril/2005).Endereço Comercial: Av. Barbacena, 1.200/4º and. - Stº Agostinho - Belo Hte - MG - CEP 30123-970 -Tel: (31) 3506-4997 - Fax: (31) 3506-5067 - Cel: (31) 9955-0274 - E-mail: lauro@cemig.com.brLuiz Antônio Athayde Vasconcelos – O Sr. Vasconcelos nasceu em 14/01/1954, é brasileiro, casado,economista, residente e domiciliado em Belo Horizonte - MG, portador da Carteira de Identidade nº M -4355, expedida pela Secretaria de Segurança Pública de Minas Gerais - MG e do CPF nº 194921896-15. Éformado em ciências econômicas pela Pontifícia Universidade Católica de Minas Gerais – PUC-MG, comespecialização em Administração Financeira pela Fundação João Pinheiro. Endereço Comercial: R. Rio deJaneiro, 471/16º and. - Centro - Belo Hte.-MG - CEP 30160-040 -Tel: (31) 3270-9357 - FAX: (31) 3270-9362 - E-mail: luiz.athayde@ppp.mg.gov.brMarco Antonio Rodrigues da Cunha – O Sr. Rodrigues da Cunha formou-se em engenharia civil naUniversidade Federal de Minas Gerais em 1978, com especialização posterior em estruturas e transporte, eem avaliação, contabilidade e economia técnicas. Ganhou subseqüentemente numerosas qualificações emgestão de qualidade, finanças, contabilidade e assuntos correlatos. Entre as atividades de conferencista emuniversidades, vem dando um curso de Criação de Companhias e Negócios, na Universidade Una, desde2001. Ingressou no BDMG (Banco de Desenvolvimento de Minas Gerais) em 1978, trabalhando comtaxação de projetos públicos, incluindo grandes projetos de desenvolvimento em infra-estrutura. Exerceu o168

cargo de Presidente da Associação dos Empregados em 1998 a 1990, e Gestor da Divisão Financeira de1988 a 1991. De 1988 a 1990 foi também Presidente da Associação Nacional das AssociaçõesRepresentativas dos Funcionários de Bancos. De 1991 a 1995 foi Presidente da Companhia de Armazéns eSilos do Estado de Minas Gerais, a companhia do setor público coordenadora das estruturas de infraestruturaagrícola, e de 1995 a 1999 foi Presidente da INDI – Instituto de Desenvolvimento de Minas Gerais– que fornece suporte para vários importantes projetos de desenvolvimento industrial no Estado de MinasGerais. Durante esse tempo, ele negociou missões internacionais para a Espanha, França, Bélgica, Holanda,Canadá, Argentina, Coréia, Japão e aos Estados Unidos para promover cooperação com a indústria de MinasGerais. Retornou ao BDMG em 1999 para lidar com o planejamento de desenvolvimento, coordenando a oorçamento estadual de desenvolvimento econômico e social, e outros importantes estudos estratégicos.Endereço Comercial: Av. Barbacena, 1200/18º/A2- Stº Agostinho - Belo Hte.-MG - CEP 30190-131 - Tel:(31) 3506-4904 - Fax: (31) 3506-4969 - E-mail: marco.cunha@cemig.com.brAntônio Renato do Nascimento - O Sr. Nascimento nasceu em 16/02/1944, é brasileiro, solteiro, engenheiroe advogado, residente e domiciliado em Belo Horizonte - MG, portador da Carteira de Identidade nº M –580979, expedida pela Secretaria de Segurança Pública de Minas Gerais - MG e do CPF nº 337328178-49. Éformado em engenharia mecânica pela Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro – PUC-RJ, compós-graduação em engenharia industrial pela FEI/PUCSP e direito pelo Centro de Ensino Superior deCatalão. Trabalha na FOSFERTIL - CVRD desde 1977. Endereço Comercial: R. Almirante Alexandrino,761/302 - Gutierrez - Belo Hte.-MG - CEP 30430-020 - Tel: (31) 3275-2772 - E-mail:anrenato@terra.com.brEduardo Leite Hoffmann - O Sr. Hoffmann nasceu em 29/01/1961. É graduado em Engenharia (Faculdadede Ciências Tecnológicas da Pontifícia Universidade Católica de Campinas). Possui MBA em Finanças(IBMEC- Business School). Suas principais palestras e trabalhos apresentados foram: “The distributionregulation of electric energy in Brazil and its impacts - International UIE conference - Eletricity for asustainable urban development - EDP-Eletricidade de Portugal (Lisboa 2000); Compromisso com aQualidade-Modernização do Setor Elétrico 2000; IIR - Conferences – Institute for International Research(São Paulo-2000); A Regulação do Mercado de Energia Elétrica no Estado de São Paulo; Curso deatualização comercial e aplicação de energia - Centrais Elétricas Brasileiras-ELETROBRAS e UniversidadeMackenzie. (São Paulo- 1999); Comercialização, Distribuição, e Transmissão de Energia – Estratégias eCompetitividade - Presidência da Mesa; Abertura da Conferencia e Mediação dos Debates - IBCInternational Business Communications (São Paulo-1998); Advanced International Regulatory Course -USEA – United States Energy Association; USAID - United States Agency for International Development -NRRI- National Regulatory Research Institute - Columbs, Ohio – 1999. Como trajetória profissional naCompanhia Paulista Forca e Luz, o Sr. Hoffmann foi coordenador do projeto de desenvolvimento eimplantação da primeira central telefônica unificada, gerente do setor de mercado comercial e residencial,gerente do setor de desenvolvimento comercial, gerente da divisão comercial de Ribeirão Preto, gerente doDistrito de Ribeirão Preto e gerente do departamento comercial – (1978/1996). Em sua vivência profissionalo Sr Eduardo Leite Hoffmann foi Assistente do Coordenador do Projeto de Criação da Comissão de ServiçosPúblicos de Energia junto à Secretaria de Estado de Energia e Assistente do Comissário Geral da Comissãode Serviços Públicos de Energia instituído pelo Governo do Estado de São Paulo – 1996/1999, Consultor daBandeirante Energia S. A – 1999/2003, Diretor de Regulação da EDP Brasil S. A- 2003, Consultor daEletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S. A - 2004. Endereço Comercial: R. Diogo Jácome,685/93 - Vila Nova Conceição - São Paulo-SP - CEP 04512-001 - FAX: (11) 5051-1131 - E.mail:antithesis@antithesis.com.brMaria Amália Delfim de Melo Coutrim – A Sra. Maria Amália é economista, graduada pela UniversidadeFederal Rural do Rio de Janeiro. É Diretora de Relacionamentos com Investidor do Opportunity, ondetrabalha desde 1994. Sua experiência profissional compreendeu também atividades como analistamacroeconômica da Pecvs Corretora de Valores, analista de investimentos na Triplik Corretora de Valores,gerente de investimentos no Bradesco Seguros S.A. e diretora e sócia do Banco Icatu. EndereçoComercial: Av. Presidente Wilson, 231/28º and - Centro - Rio de Janeiro-RJ - CEP 20030-021 - Tel: (21)3804-3810 - FAX: (21) 2240-5126 - E-mail: acoutrim@opportunity.com.br169

Andréa Leandro Silva - A Sra. Leandro Silva nasceu em 15/10/1974, é brasileiro, solteira, advogada,residente e domiciliado em São Paulo - SP, portador da Carteira de Identidade nº M 24.481.467-1 expedidapela Secretaria de Segurança Pública do Estado de São Paulo - SP e do CPF nº 165779628-04. É formadaem direito pela Universidade Paulista. Trabalha na AES Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de SãoPaulo - SP. Endereço Comercial: R. Lourenço Marques, 158/13º and. - Vila Olímpia - São Paulo-SP - CEP04547-100 - Tel: (11) 2195-2059 - FAX: (11) 2195-2053 - Cel: (11) 9616-8888 - E-mail:andrea.leandro@aes.comEduardo Lery Vieira – O Sr. Vieira nasceu em 03/02/1950, é brasileiro, casado, engenheiro, residente edomiciliado em Belo Horizonte - MG, portador da Carteira de Identidade nº M - 975155, expedida pelaSecretaria de Segurança Pública de Minas Gerais - MG e do CPF nº 079802996-04. É formado emengenharia mecânica pela Pontifícia Universidade Católica de Minas Gerais – PUC-MG e MBA peloIBMEC. Exerceu a Gerência do Departamento de Indústrias de Transformação do Banco deDesenvolvimento de Minas Gerais – BDMG desde 1976. Endereço Comercial: R. Rio de Janeiro, 471/14ºand. - Centro - Belo Hte.-MG - CEP 30160-040 - Tel: (31) 3078-2069 - (31) 3078-2076 - FAX: (31) 3078-2077 - E-mail: lery.eduardo@indi.mg.gov.brNohad Toufic Harati - A Sra. Toufic nasceu em 06/10/70. Graduou-se Administração de Empresas comÊnfase em Sistemas pela Fundação Armando Álvares Penteado – FAAP em 1993 e Tecnologia emProcessamento de Dados pela Universidade Mackenzie em 1991. Em 2001 concluiu o curso de MBAFinanças e em 2006 LLM – Master of Laws em Direito do Mercado Financeiro pelo Ibmec São Paulo.Possui o certificado de Operadora de Mercado Financeiro desde novembro 1999 e de OperaçõesEstruturadas e Mercado de Bônus a partir de maio 2002. Sua experiência profissional inicia-se na SuzanlarMagazine – Varejo do ramo de móveis como Analista de sistemas de informática em 1993. Atuou comoTrainee em investimentos agropecuários na MB Agribusiness Corretora de Commodities de 2000 a 2001.No âmbito bancário, atuou como Analista de investimentos e produtos financeiros na BDLM Brasil –Representação Bancária (Banque de la Méditerranée Suisse até 2006). Atualmente é Analista de negóciossênior da SEB – Southern Electric Brasil. Endereço Comercial: R. Lourenço Marques, 158/11º and. - SãoPaulo-SP - CEP 04547-100 - Tel: (11) 2195-2329 - FAX: (11) 2195-2511 - E-mail: nohad.harati@aes.comFernando Henrique Schuffner Neto – O Sr. Schuffner formou-se em engenharia elétrica na UniversidadePUC de Minas Gerais (1982), mestrados na Unicamp (1984), e um MBA do Ibmec em 2000. Após trabalharem pesquisa em universidade, ele se juntou à CEMIG em 1985, trabalhando como um gestor e administradorregional antes de tornar -se Superintendente da Coordenação de Planejamento e Gestão sucessivamente, deDistribuição, Expansão da Distribuição, Expansão de Mercado de Distribuição. Depois tornou-seSuperintendente da Coordenação Executiva do Programa Luz para Todos da CEMIG. Foi conferencista emuniversidades, e publicou muitos artigos científicos no período de 1983 a 2005, desde trabalho emTopologias de Circuitos de Comutação (1983) até co-autoria do Fuzzy Preference Relations andMultiobjective Decision Making – apresentado no Fourth IEEE International Workshop on Soft Computingas Transdisciplinary Science and Technology, em Muroran, Japão, em maio de 2005. Seus trabalhosapresentados em congressos internacionais incluem três trabalhos em motores de controle de indução. Oscursos que fez incluem o curso de gestão Amana Key APG em São Paulo, em 2004. Foi eleito Diretor deGeração e Transmissão de Energia Elétrica da CEMIG em janeiro de 2007. Endereço Comercial: Av.Barbacena, 1200/18º - Stº Agostinho - Belo Hte.-MG - CEP 30190-131 - Tel: (31) 3506-4905 - Fax: (31)3506-4969 - E-mail: schuffner@cemig.com.brFranklin Moreira Gonçalves - O Sr. Gonçalves nasceu em 12/10/1970, é brasileiro, casado, tecnólogo,residente e domiciliado em Belo Horizonte - MG, portador da Carteira de Identidade nº M - 5540831,expedida pela Secretaria de Segurança Pública de Minas Gerais - MG e do CPF nº 754988556-72. Éformado em processamento de dados pelo Unicentro Newton Paiva. Endereço Comercial: R. JoãoGualberto Filho, 551/302 - Sagrada Família - Belo Hte.-MG - CEP 31030-410 - Tel: (31) 3461-0428 - E-mail: energia@fnucut.org.br170

DIRETORIA EXECUTIVAA Diretoria Executiva da Emissora é composta por oito diretores, a saber: Diretor-Presidente, Diretor Vice-Presidente, Diretor de Finanças, Relações com Investidores e Controle de Participações, Diretor deDistribuição e Comercialização, Diretor de Gestão Empresarial, Diretor de Desenvolvimento de NovosNegócios, Diretor Comercial e Diretor sem designação específica. A Diretoria sem designação específica seráocupada pelo Diretor de Geração e Transmissão da CEMIG.Os Diretores têm responsabilidades individuais estabelecidas pelo Estatuto Social da Emissora, ocupando seuscargos por mandato de três anos, podendo ser reeleitos.Os atuais membros da Diretoria Executiva da Emissora foram eleitos na Reunião do Conselho deAdministração realizada em 27 de abril de 2007, para cumprirem mandato até a primeira reunião do Conselhode Administração que se realizar após a Assembléia Geral Ordinária de 2010.A Diretoria Executiva reúne-se, ordinariamente, pelo menos duas vezes por mês e, extraordinariamente,sempre que convocada pelo Diretor Presidente ou por dois Diretores.A Diretoria é responsável, dentre outras funções, pela execução das deliberações tomadas pelo Conselho deAdministração da Emissora e pela gestão corrente dos negócios da Companhia em conformidade com o planoplurianual e estratégico, bem como com o seu orçamento anual.Os nomes, cargos e datas da nomeação original dos diretores da Emissora são os seguintes:Nome Cargo Atual Data da NomeaçãoDjalma Bastos de Morais Diretor-Presidente 08 de setembro de 2004Djalma Bastos de Morais(cumulativamente) Diretor Vice-Presidente 03 de maio de 2006Diretor de Desenvolvimento de NovosJosé Carlos de MattosNegócios 27 de abril de 2007Diretor de Finanças, Relações comInvestidores e Controle de Participações 30 de outubro de 2007Luiz Fernando RollaFernando Henrique Schuffner Neto Diretor sem denominação específica 09 de janeiro de 2007José Maria de Macedo Diretor de Distribuição e Comercialização 13 de dezembro de 2004Bernardo Afonso Salomão de Alvarenga Diretor Comercial 27 de abril de 2007Marco Antonio Rodrigues da Cunha Diretor de Gestão Empresarial 09 de janeiro de 2007Seguem abaixo breves informações biográficas e endereço comercial de cada membro da Diretoria:Djalma Bastos de Morais - Para obter informações biográficas sobre o Sr. Morais, vide seção " - Conselho deAdministração" deste Prospecto.José Carlos de Mattos – O Sr. Matos recebeu graduação em literatura na Uni-BH (Centro Universitário deBelo Horizonte) em 1972. Atualmente é o Diretor Presidente da Gasmig. De 2004 a 2007, foi Diretor-Presidente da Previminas, a Fundação de Seguridade Social de Minas Gerais. Em 2003 e 2004, foi o DiretorFinanceiro da Codemig, a Companhia de Desenvolvimento Econômico de Minas Gerais. De 1983 a 1992 foiSuperintendente Regional da Caixa Econômica Federal nos Estados de São Paulo, Rio de Janeiro e MinasGerais, e também foi Diretor Financeiro da Caixa Econômica Federal de 1992 a 1994. De 1992 a 1994, eletambém foi o Diretor do BIAPE – o Banco Interamericano de Poupança e Empréstimo. De 1995 a 1996, foiVice-Presidente do Bemge – o Banco do Estado de Minas Gerais. Foi nomeado Diretor Chefe dePlanejamento, Projetos e Construção da CEMIG em janeiro de 2007. Endereço Comercial: Av. Barbacena,1.200/18º and./Ala A2 - Belo Hte.-MG - CEP 30123-970 - Tel: (31) 3506-4901 - FAX: (31) 3506-4969 - E-mail: jcmattos@cemig.com.br171

Fernando Henrique Schuffner Neto – Para obter informações biográficas sobre o Sr. Fernando, vide Seção " -Conselho de Administração" deste Prospecto.José Maria de Macedo - O Sr. Macedo formou-se em engenharia elétrica na Universidade Federal de MinasGerais em 1967 e completou diversos cursos de especialização em energia elétrica e administração. Foiestagiário na Bonneville Power Administration em Portland, Texas, e na Tennnessee Valley Authority noBureau of Reclamation em Denver, Colorado, e na Southern California Edison na Califórnia. Desde marçode 2003, é Diretor da Cemig Trading S.A. e desde dezembro de 2005, é Diretor da Central Hidrelétrica PaiJoaquim S.A. O Sr. Macedo trabalhou na CEMIG de setembro de 1969 a maio de 1994, quando seaposentou como superintendente de transmissão de energia elétrica. Após sua aposentadoria na CEMIG,constituiu a Cooperativa de Prestação de Serviços de Engenharia Ltda., onde atualmente exerce o cargo depresidente. Antes de trabalhar na CEMIG, foi engenheiro na Sociedade de Instalações Técnicas - SIT.Realizou diversos estudos e seminários no campo de energia elétrica no Brasil. Endereço Comercial: Av.Barbacena, 1.200/18º and./Ala A2 - Belo Hte.-MG - CEP 30123-970 - Tel: (31) 3506-4902 - FAX: (31)3506-4969 - E-mail: jmmacedo@cemig.com.brLuiz Fernando Rolla – O Sr. Rolla juntou-se à CEMIG em 1974. O Sr. Rolla formou-se em engenhariaelétrica na Universidade Federal de Minas Gerais e, 1974 e passou por diversos cursos de especialização. Elese tornou Gerente de Relações com Investidores em 1986 e foi nomeado Diretor de Finanças, Participações ede Relações com Investidores em janeiro de 2007. Como Gerente de Relações com Investidores, o Sr. Rollafoi responsável pela formulação e implementação da estratégia de relações com investidores da CEMIGiniciada em 1986 – incluindo a estruturação dos programas de ADR nível I e II, em 1993 e 2001, operaçõesde vendas de ações, prospectos, apresentações aos investidores, roadshows, registros no CVM, questõesdetalhadas de governança corporativa, reuniões de acionistas, serviços aos acionistas, o Relatório Anual,nosso website, releases de resultados e conference calls de resultados, reuniões de análise de mercado, eapresentações em muitas das mais importantes conferências sobre mercados emergentes nos últimos 15 anos.Em seus 32 anos com a companhia, ele ainda esteve envolvido com outras responsabilidades incluindo acoordenação de um termo de longo prazo, estruturação do controle amplo do orçamento e análise de custos,operações de project finance, e negociações de importantes contratos de rolamento de dívidas e de resultado.O reconhecimento da vasta experiência do Sr. Rolla e atual status de destaque nas relações com investidoresno Brasil incluem “Melhor profissional de RI” em 1999 e 2005 da Ipmec; “Best Brazilian IRO” pela IRMagazine, em 2006; Menção honrosa no “Best Latin American IRO” na IR Magazine, em 2004, nomeando aCEMIG como a “Melhor Companhia Aberta” pela Apimec em 2006; reconhecimento da Abrasca pelo“Melhor Relatório Anual” em 2005; e “Melhor Apresentação de 2006” pelas organizações da Apimec tantode São Paulo quanto do Rio Grande do Sul. Endereço Comercial: Av. Barbacena, 1.200/18º and./Ala B2 -Belo Hte.-MG - CEP 30123-970 - Tel: (31) 3506-4903 - FAX: (31) 3506-4969 - E-mail:lrolla@cemig.com.brMarco Antonio Rodrigues da Cunha – Para obter informações biográficas sobre o Sr. Marco Antonio, videseção " - Conselho de Administração" deste ProspectoBernardo Afonso Salomão de Alvarenga – O Sr. Alvarenga graduou-se em engenharia elétrica naUniversidade Federal de Minas Gerais em 1978, e concluiu MBA na Fundação Getúlio Vargas em 2001. Elese juntou à CEMIG em 1980, e trabalhou em vendas operacionais e pré-operacionais, vendas a consumidoresde transmissão, e vendas operacionais a grandes clientes, antes de se tornar nosso Superintendente de Vendaspara Grandes Clientes de 1998 a 2001, e para clientes corporativos de 2001 a 2005. De março de 2006 a abrilde 2007, ele foi nosso Superintendente de Compra e Venda de Energia no Atacado, e em abril de 2007 elefoi eleito nosso Diretor Comercial. O Sr. Alvarenga esteve envolvido em diversos projetos estratégicos naCEMIG, incluindo o sistema pioneiro para tarifas diferenciadas baseado na estação climática e na hora dodia, de 1980 a 1982. As renegociações dívidas conduzidas por ele em 1998 com clientes industriaisresultaram em níveis de inadimplência próximos a zero, melhorando a posição financeira da CEMIG eresultando na aquisição de diversas pequenas centrais hidrelétricas e uma usina termelétrica. EndereçoComercial: Av. Barbacena, 1.200/18º and/Ala B1 - Belo Hte.-MG - CEP 30123-970 - Tel: (31) 3506-4907 -FAX: (31) 3506-4969 - E-mail: bernardo@cemig.com.br172

REMUNERAÇÃO DOS CONSELHEIROS E DIRETORESNos exercícios encerrados em 31 de dezembro de 2005 e 2006, o valor total da remuneração paga, pelaCEMIG, aos conselheiros e diretores totalizou aproximadamente R$5,5 milhões e R$5,6 milhões,respectivamente. De acordo com o Estatuto Social da Companhia, é vedada a remuneração, pela Emissora,dos Diretores que integram os órgãos de administração da CEMIG, devendo esta última arcar com essescustos.CONSELHO FISCALO Conselho Fiscal funciona de modo permanente, sendo presidido pelo Presidente do Conselho Fiscal daCEMIG, acionista única da Emissora, sendo integrado por no mínimo 3 e no máximo 5 membros efetivos erespectivos suplentes, todos membros do Conselho Fiscal da CEMIG, para mandato de um ano, podendo serreeleitos. Todos os cinco membros efetivos e respectivos suplentes são indicados pela CEMIG. A principalresponsabilidade do Conselho Fiscal, que é independente da administração e dos auditores independentesnomeados pelo Conselho de Administração, é analisar as demonstrações financeiras, reportando-as à acionistada Emissora. O Conselho Fiscal também é encarregado da elaboração de pareceres acerca de propostas dealterações no capital social e distribuições de dividendos apresentadas para análise. O Conselho Fiscaltambém examina as atividades da administração, informando-as à acionista. Nenhum membro efetivo ousuplente do Conselho de Fiscal da Emissora possui remuneração.Os membros do Conselho Fiscal da Emissora foram eleitos nas Assembléias Gerais Ordinária eExtraordinária realizadas, cumulativamente, em 27 de abril de 2007 com mandato até a Assembléia GeralOrdinária a realizar-se em 2008.Os atuais membros do Conselho Fiscal e seus suplentes são os seguintes:Nome Cargo Data da NomeaçãoAristóteles Luiz Menezes Vasconcellos Drummond (1) Efetivo 13 de dezembro de 2004Luiz Guaritá Neto Efetivo 13 de dezembro de 2004Luiz Otávio Nunes West Efetivo 13 de dezembro de 2004Thales de Souza Ramos Filho Efetivo 13 de dezembro de 2004Celene Carvalho de Jesus Efetivo 27 de abril de 2007Marcus Eolo de Lamounier Bicalho Suplente 13 de dezembro de 2004Ronald Gastão Andrade Reis Suplente 13 de dezembro de 2004Leonardo Guimarães Pinto Suplente 27 de abril de 2007Aliomar Silva Lima Suplente 13 de dezembro de 2004Ari Barcelos da Silva Suplente 29 de abril de 2005(1) Presidente do Conselho FiscalSeguem abaixo breves informações biográficas e endereço comercial dos membros efetivos e suplentes doConselho Fiscal:Aristóteles Luiz Menezes Vasconcellos Drummond – O Sr. Drummond nasceu em 22/11/1944 e possuisegundo grau completo. É profissional nas áreas de Jornalismo, de Relações Públicas e Administrador deEmpresas. Atuou no setor privado como Assessor da Diretoria do Banco Nacional (63-70) e Diretor Gerenteda Irad – Assessoria e Consultoria Ltda desde 1973. No governo do Estado da Guanabara (gestão Negrão deLima) exerceu os cargos de Presidência e Diretoria da COHAB-GB, Assessoria do Secretário de Estado deGoverno da Guanabara e Diretor de Divisão na Secretaria de Estado de Obras Públicas. No âmbito doGoverno Federal atuou como Assessor e Chefe de Gabinete do Ministro de Estado das Minas e Energia (80-84). Foi Diretor de Administração da Ligth SA (85). Foi membro do Conselho de Administração do Metrôdo Rio de Janeiro (85), Centrais Elétricas do Norte SA (96), Manaus Energia SA (97), Boa Vista Energia SA(97). Membro e Presidente do Conselho Fiscal da Cia Vale do Rio Doce (86-88) e membro do ConselhoFiscal da Petrofertil SA. Juiz Classista do Tribunal Regional do Trabalho – TRT-RJ (94-97). EndereçoComercial: R. Sete de Setembro, 55/803 - Centro - Rio de Janeiro - RJ - CEP 20050-004 - Telefax:(21)2221-0556 - (21)2509-7011 - (21)2509-5709 E-mail: aristotelesdrummond@mls.com.br -ari.drummond@mls.com.br173

Luiz Guaritá Neto – O Sr. Guarita Neto nasceu em 21/04/1955. Formou-se em 1978 no curso de EngenhariaCivil pelas Faculdades Integradas de Uberaba. Concluiu, pela, Fundação Getúlio Vargas do Rio de Janeiro –RJ, os cursos básicos de Administração de Empresas, O&M e Marketing. Participou, também, pela SERE/RJ,dos cursos de Liderança e de Relações Humanas. Foi Diretor do CAIO – Centro Acadêmico Avelino Ináciode Oliveira. Diretor da CIU – Associação Comercial e Industrial de Uberaba. No período compreendido entrejaneiro de 1989 e 31/05/1992 atuou como Secretário Municipal de Indústria e Comercio – SecretárioMunicipal de Turismo. De 01/08/1990 a 01/02/1992 foi Secretário Municipal de Planejamento. A partir de17/08/1990 foi Membro do Conselho Nacional da Presidência da Caixa Econômica Federal. Em janeiro de1993 foi eleito pelo Partido da Frente Liberal – PFL a Prefeito Municipal de Uberaba. Atua, também, comovice-presidente do Diretório Regional de Minas Gerais do PFL. È vice-presidente da Associação dosMunicípios –ABM e Presidente da Associação Macroregional dos Municípios do Sul do Triangulo Mineiro –AMTRIM. É membro do Conselho Estadual de Habitação.É primeiro suplente do Senador Dr. EduardoBrandão de Azeredo. Participa, atualmente, como Empresário cotista das seguintes empresas: RCG-Engenharia e Empreendimentos Ltda, Construtora RCG, Cat´s Hotelaria e Empreendimentos Ltda,Agropecuária Rodrigues da Cunha Guarita, Agropecuária 7 estrelas Ltda, Dujato-Comercio de DrogasUberaba Ltda. Desde março de 2003 é membro do Conselho Fiscal da CEMIG. Endereço Comercial: Av.Leopoldino de Oliveira, 3980 - Centro – Uberaba - MG - CEP 38010-000 - Telefax: (34)3319-0000 - E-mail:rclg@rcg.eng.brLuiz Otávio Nunes West – O Sr. West nasceu em 24/05/1958. Graduou-se em Ciências Contábeis pelaFundação Visconde de Cairu em 1982. Foi professor universitário substituto na cadeira de AdministraçãoFinanceira na universidade Federal da Bahia. Possui larga experiência na coordenação de áreas contábil,fiscal, custos e orçamento nos setores de siderurgia, mineração, petroquímica, agroindustrial e construçãocivil. Tem seu histórico profissional iniciado em 1974 na Bahia Frutos SA (74/77), Grupo SibraEletrosiderúrgia Brasileira SA (77/88), Grupo OAS (88/97) e, atualmente, exerce suas funções naCVC/OPPORTUNITY. Endereço Comercial: Av. Presidente Wilson, 231/28º and. - Centro - Rio de Janeiro- RJ - CEP 20030-021 - Tel: (21)3804-3733 - (21)3804-3860 - (21)3804-3803 - Fax: (21)2240-5126E-mail: lwest@opportunity.com.brThales de Souza Ramos Filho – O Sr. Thales nasceu em 23/03/1940. Graduou-se em Medicina pelaUniversidade Federal de Juiz de Fora e Administração de Empresas pela Faculdade Machado Sobrinho deJuiz de Fora. Exerce, atualmente, a profissão de médico e Conselheiro Fiscal da Companhia Energética deMinas Gerais – CEMIG. Endereço Comercial: R. Barão de Juiz de Fora, 88 - Stos. Anjos - Juiz de Fora -MG - CEP 36062-410- F: (32)3215-6222 - FAX: (32)32169-9385 - E-mail: thalesramos@terra.com.brCelene Carvalho de Jesus - A Sra. Celene nasceu em 10/07/1955. Foi Conselheira fiscal da TransporteColetivo de Brasília de abril de 1995 a março de 1996. Atua, também, como Conselheira Fical/Comitê deAuditoria na Embratel Participações. Participou de cursos para Conselheiros - Atualização Contábil(08/2006), Gestão Avançada – AMANA-KEY – APG (11/2003), Seminário de Fundo de Pensão I e II(04/2003 e 07/2004). É membro do Conselho da Comissão Técnica da Abrapp desde 2003. EndereçoComercial: Praia de Botafogo, 501/3º and. - Botafogo - Rio de Janeiro - RJ - CEP 22250-040 - Tel:(21)3870-1351 - Fax:(21)3870-1400 - E-mail: celeni@uol.com.brMarcus Eolo de Lamounier Bicalho - O Sr. Lamounier Bicalho nasceu em 16/09/1941, é brasileiro, casado,economista, residente e domiciliado em Belo Horizonte - MG, portador da Carteira de Identidade nº MG –1033867, expedida pela Secretaria de Segurança Pública de Minas Gerais - MG e do CPF nº 001909696-87.É formado em ciências econômicas pela Universidade Federal de Minas Gerais – UFMG. Trabalha naSecretaria de Estado de Desenvolvimento Econômico de Minas Gerais. Endereço Comercial: R. AdolfoRadice, 114 - Mangabeiras - Belo Hte.- MG - CEP 30315-050 - Tel: (31)3221-8550 - E-mail:marcusb@uai.com.br174

Ronald Gastão Andrade Reis - O Sr. Andrade Reis nasceu em 17/11/1943, é brasileiro, casado,administrador, residente e domiciliado em Belo Horizonte - MG, portador da Carteira de Identidade nº MG –104612, expedida pela Secretaria de Segurança Pública de Minas Gerais - MG e do CPF nº 007237036-04. Éformado em administração pela Pontifícia Universidade Católica de Minas Gerais – PUC-MG. Trabalhou naCompanhia Energética de Minas Gerais por 33 anos aposentando na Superintendência de Programação eControle Financeiro da Companhia. Endereço Comercial: R. da Quitanda, 196/21º and. - Centro - Rio deJaneiro - RJ - CEP 20091-000 - F: (21)2203-9786 - FAX: (21)2203-9421 - E-mail: ronald@ons.org.brLeonardo Guimarães Pinto - O Sr. Guimarães nasceu 05/02/79. Graduou-se em Ciências Contábeis pelaUERJ e é pós-graduado pelo (MBA) Instituto Brasileiro de Mercado de Capitais. Atua como Analista deInvestimentos e Contábil no Banco Opportunity desde 1999. Tem atuações como Conselheiro Fiscal nasseguintes empresas: Santos Brasil S/A, Telemig Celular S/A e Companhia Energética de Minas Gerais –CEMIG. Endereço Comercial: Av. Presidente Wilson, 231/28º and. - Centro - Rio de Janeiro - RJ - CEP20030-021 - Tel: (21)3804-3727 - FAX: (21)2240-5126 - E.mail: lpinto@opportunity.com.brAliomar Silva Lima - O Sr. Silva Lima nasceu em 07/10/1953, é brasileiro, casado, economista, residente edomiciliado em Belo Horizonte - MG, portador da Carteira de Identidade nº MG – 449262, expedida pelaSecretaria de Segurança Pública de Minas Gerais - MG e do CPF nº 131654456-72. Trabalhou na CompanhiaEnergética de Minas Gerais por 33 anos aposentando na Superintendência de Recursos Financeiros daCompanhia. Endereço Comercial: R. Aimorés, 2.441/902 - Lourdes - Belo Hte. - MG - CEP 30140-072 -Tel: (31)3292-7719 - FAX: (31)3213-6487 - E-mail: aliomarsl@uaivip.com.brAri Barcelos da Silva - O Sr. Barcelos da Silva nasceu em 03/03/1942, é brasileiro, casado, administrador,residente e domiciliado no Rio de Janeiro - RJ, portador da Carteira de Identidade nº 2027107-7 expedida peloCRA - RJ e do CPF nº 006124137-72. É formado em administração de empresas e ciências contábeis.Trabalhou na ELETROBRAS, ELETRONUCLEAR, CHESF, CEMAR e ELETROSUL. EndereçoComercial: R. Prof. Hermes Lima, 735/302 - Recreio Bandeirantes.- Rio de Janeiro - RJ - CEP 22795-061Tel: (21)2437-9355 - Fax:(21)2437-9355 - E-mail:barcelosari@hotmail.comCONSELHO DE CONSUMIDORESA Emissora criou um Conselho de Consumidores, composto de representantes de grupos de consumidores eorganizações de defesa do consumidor. O Conselho de Consumidores ajuda a Emissora a tomar decisõessobre seus serviços e outros assuntos relacionados a seus consumidores.PLANOS DE OPÇÃO DE COMPRA DE AÇÕESA Emissora não possui atualmente planos de opção de compra de ações.CONTRATOS COM ADMINISTRADORESNão há contratos firmados entre a Emissora e seus administradores.RELAÇÃO FAMILIAR ENTRE ADMINISTRADORES OU ENTRE ESTES E O ACIONISTA CONTROLADORNão há relação familiar entre quaisquer administradores ou entre estes e o acionista controlador da Emissora.DIRETOR DE FINANÇAS, RELAÇÕES COM INVESTIDORES E CONTROLE DE PARTICIPAÇÕES DA EMISSORASr. Luiz Fernando RollaAvenida Barbacena, 1200, 18º andar, ala B2, Santo AgostinhoBelo Horizonte, Minas Gerais 30161-970Tel: (31) 3506-4903Fax: (31) 3506-4969E-mail: lrolla@cemig.com.br175

PRINCIPAIS ACIONISTAS E CAPITAL SOCIALEm 30 de setembro de 2007, o valor do capital social da Emissora totalmente subscrito e integralizado era deR$2.261.997.787,64 (dois bilhões, duzentos e sessenta e um milhões, novecentos e noventa e sete mil,setecentos e oitenta e sete reais e sessenta e quatro centavos), sendo que a composição do seu capital era de2.261.997.787 (dois bilhões, duzentos e sessenta e um milhões, novecentos e noventa e sete mil, setecentas eoitenta e sete) ações ordinárias nominativas, sem valor nominal, todas de titularidade da CEMIG. Não háprevisão de aumento do capital social autorizado no Estatuto Social da Emissora.A tabela abaixo mostra a evolução do capital social da Emissora desde sua constituição:DataValor08.09.2004 R$10.000,0031.01.2005 R$475.761.214,3729.07.2005 R$2.261.997.787,64Fonte: CompanhiaConforme previsão estatutária, cada ação ordinária dará direito a um voto nas deliberações das AssembléiasGerais da Emissora. A CEMIG, na qualidade de único acionista da Emissora, detém plenos poderes paradecidir sobre todos os negócios relativos ao seu objeto social e adotar as resoluções que julgar necessárias àdefesa dos seus interesses e ao seu desenvolvimento.A Emissora atualmente não possui ações em tesouraria.PRINCIPAIS ACIONISTASA Emissora tem como único acionista a Companhia Energética de Minas Gerais – CEMIG.O diagrama abaixo apresenta a estrutura acionária atual da CEMIG:Composição Acionária do Capital Social em 30 de agosto de 2007TipoQuantidade de AçõesNominativas e EscrituraisValor Nominal (R$)das AçõesOrdinárias 212.622.503 1.063.112.515,00Preferenciais 273.838,953 1.369.194.765,00Total 486.461.456 2.432.307.280,00Fonte: CompanhiaO Governo Estadual de Minas Gerais é titular de 108.348.914 ações ordinárias da CEMIG, correspondentes a50,96% do seu capital votante. A SEB é o segundo maior acionista da CEMIG, titular de 70.088.868 açõesordinárias, correspondentes a 32,96% do capital votante da CEMIG. A Minas Gerais Participações S.A - MGIé titular de 4.875.839 ações preferenciais, correspondentes a 1,78% do capital preferencial da CEMIG.Seguem, no quadro abaixo, as informações referentes à titularidade das ações ordinárias e ações preferenciaisda CEMIG, em 30 de setembro de 2007:176

Quantidade de açõesAcionistas Ordinárias % Preferenciais % Total %Setor Público 108.480.654 51,02 5.449.262 1,99 113.929.916 23,42Área Federal 86.486 0,04 104.876 0,04 191.362 0,04FINOR 86.092 0,04 104.475 0,04 190.567 0,04Caixa Econômica Federal 394 0,00 394 0,00 788 0,00DNIT - - 7 0,00 7 0,00Área Estadual 108.377.571 50,97 5.329.764 1,95 113.707.335 23,37Estado de Minas Gerais 108.348.914 50,96 - 0,00 108.348.914 22,27MGI Minas Gerais Participações - - 4.875.839 1,78 4.875.839 1,00RURALMINAS 18.600 0,01 - - 18.600 0,00Cia. Desenvolvimento Econômico deMinas Gerais - CODEMIG 603 0,00453.925 0,17 454.528 0,09COPASA - Cia. Saneamento MG 9.454 0,00 - - 9.454 0,00Municípios 16.597 0,01 14.622 0,01 31.219 0,01Setor Privado 104.135.800 48,98 268.039.928 97,88 372.175.728 76,51Interno 90.353.181 42,49 92.144.781 33,65 182.497.962 37,52Southern e Br Part Ltda 70.088.868 32,96 - - 70.088.868 14,41Demais Acionistas 20.264.313 9,53 92.144.781 33,65 112.409.094 23,11Externo 13.782.619 6,48 175.895.363 64,23 189.677.982 38,99ADR's 14.300 0,01 78.332.580 28,61 78.346.880 16,11Demais Acionistas (Incluindo LATIBEX) 13.768.319 6,48 97.562.783 35,63 111.331.102 22,89Ações em Tesouraria - - 207.385 0,08 207.385 0,04Ações a identificar (ao portador) - - 141.178 0,05 141.178 0,03Conselhos (CA e CF) e Diretoria Executiva 6.049 0,00 984 0,00 7.033 0,00Total do Capital 212.622.503 100,00 273.838.953 100,00 486.461.456 100,00Ações de Livre Negociação (FREE FLOAT) 104.238.883 49,03 268.300.820 97,98 372.539.703 76,58Fonte: CompanhiaEm 30 de setembro de 2007, os investidores privados detinham, aproximadamente, 76,51% do capital total daCEMIG, existindo, ainda, uma grande participação de investidores com foco no crescimento e retorno delongo prazo.Nesta mesma data, aproximadamente, 64,23% das ações preferenciais da CEMIG eram detidas porinvestidores estrangeiros. No passado esse número já chegou a atingir o máximo de 62,54% e o mínimo de55,17%.O Conselho de Administração da CEMIG, em reunião realizada no dia 28 de fevereiro de 2007, propôs àAssembléia Geral de Acionistas, que se realizou em 26 de abril de 2007, um aumento do capital social ebonificação no valor de R$ 810.769.089,75, correspondente a um acréscimo de 50% do capital atual, comutilização de recursos da reserva de lucros, que resultou na bonificação de 500 novas ações da mesma espéciee direitos das antigas e de valor nominal de R$0,01 para cada grupo de mil ações existentes. Uma vezhomologada pela referida Assembléia na data de sua realização, foram beneficiados todos os acionistas queestiveram com seus nomes inscritos no “Livro de Registro de Ações Nominativas” da CEMIG naquela data.Dessa forma, as ações foram negociadas com direito a bonificação até a realização da Assembléia, inclusive,passando a ser negociadas sem direto a bonificação (“ex-boni”) a partir de 27 de abril de 2007.Após o evento societário, foram agrupadas as ações já bonificadas conforme, na proporção de 500(quinhentas) ações do valor nominal de R$0,01 (um centavo), para 1 (uma) ação da mesma espécie dasantigas e do valor nominal de R$5,00 (cinco reais).POLÍTICA DE DIVIDENDOS DA EMISSORAA política de dividendos da Emissora segue os mesmos preceitos da política de dividendos da CEMIG.Conforme previsto no Estatuto Social da Emissora, os dividendos de um determinado exercício socialsomente serão distribuídos depois de efetuada a dedução, antes de qualquer participação, dos prejuízosacumulados e da provisão para o imposto sobre a renda.177

O lucro líquido apurado em cada exercício social será destinado da seguinte forma: (i) 5% para a reservalegal, até o limite máximo previsto em lei; (ii) 50% distribuído como dividendo obrigatório, aos acionistas daEmissora, observadas as demais disposições de seu Estatuto Social e a legislação aplicável; e (iii) o saldo,após a retenção prevista em orçamento de capital e/ou investimento elaborado pela administração daEmissora, com observância do Plano Diretor da Emissora e da política de dividendos nele prevista edevidamente aprovado, será aplicado na constituição de reserva de lucros destinada à distribuição dedividendos extraordinários, observado o disposto abaixo, até o limite máximo previsto no artigo 199 da Lei deSociedade por Ações.Sem prejuízo do dividendo obrigatório, a cada dois anos, a partir do exercício social de 2005, ou em menorperiodicidade se a disponibilidade de caixa da Emissora o permitir, a Emissora utilizará a reserva de lucroscitada acima para a distribuição de dividendos extraordinários, até o limite do caixa disponível, conformedeterminado pelo Conselho de Administração com observância do Plano Diretor da Emissora e da política dedividendos nele prevista.O Conselho de Administração poderá declarar dividendos intermediários, a título de juros sobre o capitalpróprio, à conta de lucros acumulados, de reservas de lucros ou de lucros apurados em balanços semestrais ouintermediários.As importâncias pagas ou creditadas a título de juros sobre o capital próprio, de acordo com a legislaçãopertinente, serão imputadas aos valores dos dividendos distribuídos pela Emissora, para todos os efeitoslegais.Os dividendos declarados, obrigatórios ou extraordinários, serão pagos em duas parcelas iguais, a primeira até30 de junho e a segunda até 30 de dezembro de cada ano, cabendo à Diretoria, observados estes prazos,determinar os locais e processos de pagamento. Os dividendos não reclamados no prazo de três anos,contados da data em que tenham sido postos à disposição do acionista, reverterão em benefício da Emissora.Até 31 de dezembro de 2006, foram provisionados R$731.088.965,61 a serem pagos em 2007, sendo, essevalor, correspondente a destinação de 95% do lucro líquido do exercício.PRÁTICAS DE GOVERNANÇA CORPORATIVAA Emissora e a CEMIG sempre buscam aprimorar o relacionamento com seus acionistas, investidores eanalistas, por meio de uma política de Governança Corporativa, que consiste na absorção das melhorespráticas de governança, de forma a garantir o acesso ao mercado de capitais para financiar seus projetos deexpansão, reduzindo o custo médio ponderado de capital e agregando valor aos investimentos realizados porseus acionistas.Desde 2001, a CEMIG integra o Nível 1 de Governança Corporativa da Bovespa, garantindo aos seusacionistas melhores práticas de relacionamento. Ademais, por ter American Depositary Receipts (ADRs)listados na NYSE (Bolsa de Nova Iorque), a CEMIG também está sujeita à regulamentação da Securities andExchange Commission e ao Manual de Companhias Listadas na NYSE (Bolsa de Nova Iorque). A CEMIGtambém tem ações preferenciais listadas na LATIBEX (Bolsa de Madri) desde 2002.Durante o ano de 2006, a Emissora e a CEMIG completaram a adequação de seus processos relacionados comas demonstrações financeiras consolidadas aos requisitos da seção 404 da Lei norte-americana Sarbanes-Oxley.Por ser uma subsidiária integral da CEMIG, a Emissora busca se nortear nos critérios de política degovernança corporativa adotados pela CEMIG, conforme aplicável.178

CÓDIGO DAS MELHORES PRÁTICAS DE GOVERNANÇA CORPORATIVA DO IBGCSegundo o Código das Melhores Práticas de Governança Corporativa do IBGC, a Emissora e a CEMIG,conforme o caso, respeitam e adotam em todas as suas relações:• a transparência, que a administração deve aplicar e cultivar principalmente de forma franca e rápida,gerando uma boa comunicação interna e externa e maior confiança dentro da companhia e nas suasrelações com terceiros;• a eqüidade, no tratamento de todos os grupos minoritários, sejam do capital ou das demais partesinteressadas, como colaboradores, clientes, fornecedores ou credores;• a prestação de contas da atuação dos agentes da governança corporativa a quem os elegeu,respondendo integralmente por todos os atos que praticarem no exercício de seus mandatos;• a responsabilidade corporativa, que é uma maior visão da estratégia empresarial, contemplando todosos relacionamentos sociais, econômicos e ambientais com a comunidade que a companhia atua.Ademais, dentre as práticas de Governança Corporativa recomendadas pelo IBGC em referido código, aEmissora e a CEMIG adotam as seguintes:• contratação de empresa de auditoria independente para a análise de balanços e demonstrativosfinanceiros, sendo que esta mesma empresa não é contratada para prestar outros tipos de serviços,assegurando a total independência;• estatuto social claro quanto à: (i) forma de convocação da Assembléia Geral; (ii) competências doConselho de Administração e da Diretoria; (iii) sistema de votação, eleição, destituição e mandato dosmembros do Conselho de Administração e da Diretoria;• transparência na divulgação dos relatórios anuais da administração;• convocações de assembléia e disponibilização de todos os documentos pertinentes desde a data daprimeira convocação, com detalhamento das matérias da ordem do dia, sem a inclusão da rubrica“outros assuntos” e sempre visando a realização de assembléias em horários e locais que permitam apresença do maior número possível de acionistas;• fazer constar votos dissidentes nas atas de assembléias ou reuniões, quando solicitado;• vedação ao uso de informações privilegiadas e existência de política de divulgação de informaçõesrelevantes;• conselheiros com experiência em questões operacionais e financeiras e experiência em participação emoutros conselhos de administração; e• disponibilidade de acesso aos termos do acordo de acionistas a todos os demais sócios da Companhia.CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃOO Conselho de Administração da Emissora é composto por 14 membros efetivos e igual número de suplentese, de acordo com seu Estatuto Social, seu Conselho de Administração será composto pelos mesmos membrosdo Conselho de Administração da CEMIG. Para mais informações sobre o Conselho de Administração daEmissora, vide itens “Administração da Emissora – Conselho de Administração”.179

CONSELHO FISCALNos termos do Estatutos Social da Emissora, seu Conselho Fiscal tem caráter permanente e é composto de, nomínimo 3 e no máximo 5 membros efetivos e seus respectivos suplentes. De acordo com o Estatuto Social daEmissora, seu Conselho Fiscal será composto pelos mesmos membros do Conselho Fiscal da CEMIG. Paramais informações sobre o Conselho Fiscal da Emissora, vide itens “Administração da Emissora – ConselhoFiscal”.POLÍTICA DE DIVULGAÇÃO DE INFORMAÇÕESA Emissora possui manual de divulgação de informações sobre ato ou fato relevante, que consiste nadivulgação de informações relevantes e na manutenção de sigilo acerca destas informações que ainda nãotenham sido divulgadas ao público.Nos termos da Instrução CVM 358, considera-se relevante qualquer decisão do acionista controlador,deliberação da assembléia geral ou dos órgãos da administração, ou qualquer outro ato ou fato de caráterpolítico-administrativo, técnico, negocial ou econômico-financeiro ocorrido ou relacionado aos negócios dacompanhia, que possa influir de modo ponderável: (i) na cotação dos valores mobiliários; (ii) na decisão dosinvestidores de comprar, vender ou manter os valores mobiliários; ou (iii) na decisão de os investidoresexercerem quaisquer direitos inerentes à condição de titulares de valores mobiliários.É de responsabilidade do Diretor de Finanças, Relações com Investidores e Controle de Participações divulgare comunicar à CVM, às bolsas de valores e entidade de mercado de balcão organizado em que os valoresmobiliários estejam admitidos à negociação, qualquer ato ou fato relevante ocorrido ou relacionado aosnegócios da companhia, bem como zelar pela sua ampla e imediata disseminação simultaneamente em todosos mercados em que tais valores mobiliários estejam admitidos à negociação.A Instrução CVM 358 prevê uma única hipótese de exceção à imediata divulgação de informação relevante.Referida informação só poderá deixar de ser divulgada se sua revelação puder colocar em risco interesselegítimo da companhia.POLÍTICA DE NEGOCIAÇÃO COM VALORES MOBILIÁRIOSA Emissora tem um manual de política de negociação com valores mobiliários que determina osprocedimentos de comunicação por parte dos administradores e pessoas ligadas sobre negociação de valoresmobiliários de emissão da Emissora ou de sociedades controladas ou controladoras, bem como alterações emsuas posições e seus planos de negociação periódica, elaborada nos termos da Instrução CVM 358.CONDUTA ÉTICAA Emissora possui uma Declaração de Princípios Éticos e Código de Conduta Profissional, que foi distribuídaa todos empregados, cujos principais objetivos são:• orientar e disciplinar a atuação de empregados, gerentes, administradores e membros do Conselho deAdministração e Fiscal;• servir de referência para a verificação de conformidade em relação ao cumprimento do Código;• orientar o Comitê de Ética da CEMIG na avaliação e deliberação sobre possíveis descumprimentos eem relação à necessidade de revisões do Código.180

A Declaração de Princípios Éticos e Código de Conduta Profissional orienta: (i) compromisso com a saúde esegurança; (ii) compromisso com o cliente; (iii) comprimento da lei e compromisso com as melhores práticasde governança corporativa; (iv) integridade profissional; (v) meio ambiente e responsabilidade social; (vi)obediência a normas e instruções internas; (vii) preservação da imagem institucional e marca da CEMIG;(viii) proteção ao patrimônio; (ix) relacionamento com a sociedade e a imprensa; (x) relacionamento comfornecedores e contratados; e (xi) utilização adequada de informações e dos recursos e meios de informática.A Declaração de Princípios Éticos e Código de Conduta Profissional da Emissora são elaborados egerenciados pela Comissão de Ética da CEMIG.Canal de Denúncia AnônimaA CEMIG criou um canal de denúncia anônima para uso exclusivo de seus empregados e colaboradores, bemcomo dos empregados e colaboradores da Emissora. Esse canal está alinhado às melhores práticas deGovernança Corporativa, que preconizam, dentre outras coisas, correção e transparência em todas as atitudese decisões da CEMIG, bem como da Emissora. É também um importante instrumento para a obtenção decertificação de controles internos, atendendo às orientações da Lei Sarbanes-Oxley. O canal receberá,exclusivamente, denúncias de práticas irregulares contrárias aos interesses da CEMIG e da Emissora,compreendendo: (i) fraudes financeiras, inclusive adulteração, falsificação ou supressão de documentosfinanceiros, fiscais e contábeis; (ii) apropriação indevida de bens e recursos; (iii) recebimento de vantagensindevidas por dirigentes e empregados; (iv) contratações irregulares, favorecimentos a terceiros e outraspráticas consideradas ilegais. Para receber as denúncias, a CEMIG disponibilizou em sua rede interna um siteque permitirá a qualquer empregado ou colaborador da CEMIG, bem como da Emissora, cadastraranonimamente uma denúncia sobre a prática de irregularidades, desde que se enquadre na descrição acima.GOVERNANÇA CORPORATIVA - NÍVEL 1Desde 2001 a CEMIG, controladora da Emissora, integra o Nível 1 de Governança Corporativa daBOVESPA.Para listar suas ações neste segmento, a CEMIG é obrigada a cumprir com um número de práticas deGovernança Corporativa, além daquelas já estabelecidas pela Lei das Sociedades por Ações, tais como:• Manutenção em circulação de uma parcela mínima de ações, representando 25% do seu capitalsocial;• Quando da realização de distribuições públicas de ações, adoção de mecanismos que favoreçama dispersão do capital;• Melhoria nas informações relativas a cada exercício social, adicionando às DemonstraçõesFinanceiras Padronizadas (DFPs), entre outras, a demonstração dos fluxos de caixa;• Melhoria nas informações prestadas, adicionando às Informações Trimestrais (ITRs), entreoutras, demonstrações financeiras consolidadas e a demonstração dos fluxos de caixa;• Melhoria nas informações prestadas, adicionando às Informações Anuais (IANs), entre outras, aquantidade e características dos valores mobiliários de emissão da companhia detidos pelosgrupos de acionistas controladores, membros do Conselho de Administração, diretores emembros do Conselho Fiscal, bem como a evolução dessas posições;• Realização de reuniões públicas com analistas e investidores, ao menos uma vez por ano;• Apresentação de um calendário anual, do qual conste a programação dos eventos corporativos,tais como assembléias, divulgação de resultados etc;• Divulgação dos termos dos contratos firmados entre a companhia e partes relacionadas; e• Divulgação das negociações de valores mobiliários e derivativos de emissão da companhia porparte dos acionistas controladores.181

DESCONTINUIDADE DAS PRÁTICAS DIFERENCIADAS DE GOVERNANÇA CORPORATIVANos termos do Regulamento de Práticas de Governança Corporativa da BOVESPA – Nível 1, a CEMIGsomente poderá descontinuar o exercício das práticas diferenciadas de governança corporativa Nível 1,mediante: (i) aprovação prévia em Assembléia Geral, e (ii) comunicação à Bovespa por escrito comantecedência prévia de 30 (trinta) dias.Caso essa descontinuidade ocorra em razão de cancelamento de registro de companhia aberta: (a) deverão serobservados todos os procedimentos previstos na legislação; e (b) ficará dispensada a realização da AssembléiaGeral mencionada no item (i) acima.Ademais, caso a descontinuidade ocorra em razão de reorganização societária em que a companhia resultantenão seja classificada como detentora desse mesmo Nível de Governança Corporativa: (i) a companhia, seusadministradores e o acionista controlador deverão observar as formalidades aqui descritas e demaisprocedimentos previstos na Seção VII do Regulamento de Práticas de Governança Corporativa da BOVESPA– Nível 1.No caso de descumprimento total ou parcial de quaisquer das obrigações previstas no Regulamento dePráticas Diferenciadas de Governança Corporativa da BOVESPA – Nível 1, a CEMIG, controladora direta daEmissora, seus administradores e seu acionista controlador, conforme o caso, serão notificados pelaBOVESPA, que determinará um prazo para que o descumprimento seja sanado. A CEMIG, seusadministradores e seu acionista controlador, conforme o caso, ficarão sujeitos ao pagamento de multas eoutras penalidades cabíveis nos termos da legislação vigente. Ademais, caso o descumprimento não sejasanado dentro do prazo previsto, a BOVESPA, além da multa mencionada e de acordo com a gravidade dainfração, poderá aplicar também sanções não pecuniárias, como divulgação da cotação dos valoresmobiliários da CEMIG em separado ou suspensão da negociação dos mesmos na BOVESPA, e ainda arescisão do Contrato de Adoção de Práticas Diferenciadas de Governança Corporativa Nível 1.SARBANES-OXLEYO Projeto CEMIG-SOX teve como objetivo a certificação do sistema de controles internos relacionados coma elaboração dos relatórios financeiros e com os procedimentos de divulgação das informações e fatosrelevantes da CEMIG e da Emissora, atendendo às exigências da SEC, agência federal norte-americanaautorizada a emitir regulamentos e a fazer cumprir as determinações e providências emanadas do mercado decapitais norte-americano.As atividades do Projeto CEMIG-SOX foram intensificadas em janeiro de 2006, com a participação emtempo integral de 40 empregados da CEMIG e da Emissora oriundos de diversas áreas, além do apoio deconsultores contratados.A partir de uma análise do balanço consolidado e da matriz de riscos da CEMIG e da Emissora, foramidentificados 25 processos relevantes relacionados com as demonstrações financeiras consolidadas da CEMIGe selecionamos, inicialmente, 750 controles, sendo que desses, 442 foram classificados como controles chave,capazes de proporcionar uma segurança razoável de que as demonstrações financeiras da CEMIG e de suassubsidiárias foram registradas, processadas e divulgadas de acordo com as normas, prazos e formataçãoestipulados pela SEC.Este trabalho proporcionou a revisão dos processos relevantes e a validação do desenho dos controles internosrelacionados com as demonstrações financeiras consolidadas da CEMIG. Foi constatado, também, que namaioria dos processos analisados, os procedimentos de controles internos, já adotados pela CEMIG e pelaEmissora, mostraram-se eficazes após os testes de auditoria.182

Como resultado do projeto foi emitido o documento “Relatório do Projeto CEMIG SOX 2006”, quepossibilitou à Diretoria Executiva da CEMIG atestar conclusivamente sobre a eficácia dos controles internos,nos termos descritos abaixo:Durante o ano de 2006, a CEMIG e a Emissora mantiveram seus controles internos relacionados com osrelatórios financeiros eficazes de acordo com os critérios estabelecidos pelo COSO- Committee of SponsoringOrganizations of the Treadway Commission e asseguram que em 31 de dezembro de 2006 eles eram efetivospara fornecer uma segurança razoável sobre: (i) a confiabilidade dos registros das informações contábeis efinanceiras; (ii) a preparação das demonstrações contábeis; (iii) o processamento de pagamentos erecebimentos de acordo com autorizações da administração; e (iv) a detecção tempestiva de aquisiçõesinapropriadas e da alienação ou distribuição de ativos materiais.O sistema de controles internos relacionados com os relatórios financeiros foi auditado e certificado pelaDeloitte Touche Tohmatsu, de acordo com os critérios estabelecidos na seção 404 da Lei norte-americana,Sarbanes-Oxley,COMITÊ DE AUDITORIAAlém das atribuições previstas na Lei das Sociedades por Ações, no que se refere aos requisitos da LeiSarbanes Oxley, à qual a CEMIG, controladora da Emissora, está sujeita por ter suas ações registradas paranegociação na bolsa de Nova Iorque, a CEMIG opou por exercer a isenção permitida pelo Exchange Act,regra 10-3A e regulamentada pela publicação da SEC, release 82-1234, que aceita a atuação do ConselhoFiscal como alternativa ao Comitê de Auditoria definido pela Lei Sarbanes Oxley.183

INFORMAÇÕES SOBRE TÍTULOS E VALORES MOBILIÁRIOS EMITIDOSNotas PromissóriasA Emissora emitiu, em 26 de julho de 2006, Notas Promissórias (Commercial Papers) para colocação edistribuição pública no mercado de capitais local, no valor total R$300 milhões a juros remuneratórios de103% da Taxa DI, tendo como garantia o aval da CEMIG e com vencimento em 90 dias a partir da data darespectiva subscrição e integralização. As obrigações decorrentes destas notas promissórias foramintegralmente quitadas com os recursos provenientes das cédulas de crédito bancário emitidas pela Emissoraem favor do Banco do Brasil S.A.Em 02 de janeiro de 2007, a Emissora emitiu, em favor do Banco Citibank S.A., notas promissórias(Commercial Papers) no valor total de R$200 milhões, com vencimento em 180 dias, a partir da respectivadata de subscrição e integralização. Sobre o principal dessas notas promissórias incidiram juroscorrespondentes à taxa de 102% da Taxa DI. Essas notas promissórias foram liquidadas com recursosprovenientes da 3ª emissão de notas promissórias da Emissora, cujas características são descritas abaixo.Em 29 de junho de 2007, a Emissora emitiu, em favor da Caixa Econômica Federal, notas promissórias(Commercial Papers), correspondentes à sua 3ª emissão, no valor de R$400 milhões, com vencimento de 180dias. Sobre o principal dessas notas promissórias incidem juros correspondentes à taxa de 101,60 % da TaxaDI. A Emissora pretende utilizar os recursos obtidos por meio da Oferta para pagar quase que a totalidade dadívida decorrente destas notas promissórias.DebênturesEm novembro de 2006, a Emissora, a fim de cumprir com a Permuta Obrigatória estabelecida na Escritura da3ª Emissão da CEMIG, realizou a 1 a Emissão Pública de Debêntures, por meio da qual foram emitidas 23.042debêntures simples, não conversíveis em ações, da espécie quirografária, em série única, com valor nominalunitário de R$10,8 mil, totalizando R$250,5 milhões, com vencimento final em junho de 2014. A Emissoranão recebeu os recursos líquidos desta Oferta, uma vez que as debêntures foram integralizadas com asdebêntures da 3 a Emissão da CEMIG.184

CONTRATOS RELEVANTESCONTRATOS FINANCEIROS RELEVANTESA Emissora firmou diversos contratos financeiros com diferentes instituições para o financiamento de seusprojetos de expansão e ampliação de suas redes de distribuição, para rolagem de dívida e para atender aocrescimento da demanda.O endividamento da Emissora, em 30 de setembro de 2007, com um custo médio de 7,77% a.a., a preçosconstantes de setembro de 2007, tem seu cronograma de amortizações satisfatoriamente escalonados ao longodos anos, com pagamentos de até R$400 milhões, aproximadamente, a partir de 2008, refletindo o esforçoempreendido pela Emissora no alongamento no perfil de sua dívida, conforme pode ser observado no gráficoabaixo:Cronograma de Amortizações da DívidaValores em R$ milhões(Posição em 30 setembro de 2007)70060050040030061320010002991392652323264153962420 122007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 a202457Fonte: Companhia185

Em 30 de setembro de 2007, o saldo devedor da Emissora, nos termos de seus contratos financeiros, era deR$2,80 bilhões. Segue a seguir tabela e um resumo dos principais contratos nos quais a Emissora figuravacomo parte em 30 de setembro de 2007.FINANCIADORESVencimentoPrincipal30/09/2007Encargos Financeirosanuais (%) Moedas CirculanteNãoCirculanteTotalMOEDA ESTRANGEIRAABN AMRO Bank - N. (2) 2013 6,00 US$ 1.486 91.945 93.431ABN AMRO Real S.A. (3) 2009 6,3472 US$ 3.112 4.333 7.445ABN AMRO Real S.A. (3) 2009 6,3486 US$ 8.497 11.833 20.330ABN AMRO Real S.A. (3) 2009 6,3479 US$ 2.735 3.832 6.567Banco do Brasil S.A. - Bônus Diversos (1) 2024 Diversas US$ 15.451 93.124 108.575B.N.P. – Paribas 2010 Libor + 1,875 US$ 5.358 18.023 23.381KFW 2016 4,50 EURO 1.915 14.709 16.624UNIBANCO S.A (4) 2007 6,50 US$ 84.578 0 84.578UNIBANCO S.A (5) 2009 5,50 US$ 78 3.749 3.827UNIBANCO S.A (5) 2009 5,00 US$ 160 9.346 9.506Outros 2007 Diversas Diversas 173 - 173Dívida em Moeda Estrangeira 123.543 250.894 374.437MOEDA NACIONALBanco do Brasil S.A 2009 111,00 do CDI R$ 6.695 56.178 62.873Banco do Brasil S.A 2013 CDI + 1,70 R$ 573 20.001 20.574Banco do Brasil S.A 2013 107,60 do CDI R$ 4.889 96.000 100.889Banco do Brasil S.A 2014 104,10 do CDI R$ 15.526 300.000 315.526Banco Itaú – BBA 2008 IGP-M + 10,48 R$ 169.488 - 169.488Banco Itaú – BBA 2013 CDI + 1,70 R$ 5.787 132.434 138.221Banco Itaú – BBA 2014 CDI + 1,70 R$ 357 3.473 3.830Banco Votorantim S.A. 2010 113,50 do CDI R$ 930 29.248 30.178Banco Votorantim S.A. 2013 CDI + 1,70 R$ 2.156 98.214 100.370Bradesco S.A. 2013 CDI + 1,70 R$ 12.113 240.869 252.982Debêntures (6) 2014 IGP-M + 10,50 R$ 8.985 268.756 277.741ELETROBRÁS 2008 FINEL + 8,50 R$ 5.555 1.271 6.826ELETROBRÁS 2023 UFIR + 6,00 a 8,00 R$ 36.584 235.729 272.313Grandes Consumidores 2011 Diversas R$ 2.695 2.182 4.877Grandes Consumidores 2007 IGPM+6,00 R$ 626 - 626Santander do Brasil S.A. 2013 CDI + 1,70 R$ 1.532 49.958 51.490UNIBANCO S.A. 2013 CDI + 1,70 R$ 7.799 130.224 138.023Banco WestLB do Brasil 2008 IGPM +10,48 R$ 42.372 - 42.372HSBC Bank Brasil S.A 2008 CDI + 2,00 R$ 1.385 10.440 11.825Caixa Econômica Federal 2007 101.60 do CDI R$ 411.319 - 411.319Outros 2010 Diversas R$ 7.789 3.166 10.955Dívida em Moeda Nacional 745.155 1.678.143 2.423.298Total Geral 868.698 1.929.037 2.797.735(1) As taxas de juros variam: 2,00 a 8,00 % ao ano;libor semestral mais spread de 0,81 a 0,88 % ao ano.(2) a (5) Foram contratados “swaps” com troca de taxa. Seguem as taxas dos empréstimos e financiamentos considerando os swaps:(2) CDI + 2,00% a.a.; (3) CDI + 2,12% a.a.; (4) CDI + 2,81% a.a. e (5) CDI + 3,01% a.a.(6) Debêntures Simples, não conversíveis em ações, sem garantia nem preferência, nominativa e escritural.186

Contratos em Moeda EstrangeiraSegue abaixo breve descrição dos principais empréstimos e financiamentos em moeda estrangeira daEmissora, em 30 de setembro de 2007:ABN Amro BankEm 30 de junho de 2005, a Emissora e o ABN Amro Bank firmaram contrato de repasse de empréstimoexterno no valor total de US$50 milhões. O valor principal deste empréstimo será pago em quatro parcelasanuais iguais e consecutivas, vencendo-se a primeira em 21 de junho de 2010 e a última em 17 de junho de2013. Sobre o saldo devedor incidirão juros de 6% a.a. que deverão ser pagos semestralmente. Esse contratopossui hipóteses usuais de vencimento antecipado. Adicionalmente, a Emissora e a CEMIG, na qualidade deavalista, obrigaram-se a manter os seguintes índices financeiros: (i) Dívida Total/EBITDA menor ou igual a2,5; e (ii) EBITDA/Juros sobre Empréstimos maior ou igual a 3,0. Este contrato é garantido por aval daCEMIG. Foi associada a esse empréstimo uma operação de swap alterando o custo para CDI + 1,5% a.a. Osaldo devedor do empréstimo, em 30 de setembro de 2007, era de R$93, 4 milhões.ABN Amro BankEm 29 de setembro de 2004, a CEMIG e o ABN Amro Bank firmaram três contratos de repasse deempréstimo externo destinados à rolagem de dívida, no valor total de US$29,0 milhões, equivalentes a R$82,3milhões na data da contratação. Em decorrência da Desverticalização da CEMIG, esses contratos foramalocados na Emissora por meio de Instrumentos Particulares de Cessão de Direitos e Obrigações celebradosentre a Emissora, a CEMIG e o ABN Amro Bank, em 27 de dezembro de 2004. O valor principal dessescontratos deverá ser amortizado em dez parcelas semestrais iguais e consecutivas, tendo a primeira vencidoem abril de 2006 e a última vencendo em outubro de 2009. Sobre o saldo devedor, incidirão juros de 6,35%a.a. Esses contratos possuem hipóteses usuais de vencimento antecipado e são garantidos por notaspromissórias avalizadas pela CEMIG. Adicionalmente, a Emissora obrigou-se a manter os seguintes índicesfinanceiros: (i) Dívida Total/EBITDA menor ou igual a 2,5; e (ii) EBITDA/Juros sobre Empréstimos maiorou igual a 3,0. Foi associada a esse empréstimo uma operação de swap alterando o custo para CDI + 2,12%a.a. O saldo devedor total desses empréstimos, em em 30 de setembro de 2007, era de R$34,3 milhões.Banco do Brasil (Plano Brady)Em 30 de julho de 1998, a CEMIG firmou um contrato de confissão e consolidação de dívida com a União e oEstado de Minas Gerais, no âmbito do programa de reestruturação da dívida externa brasileira (Plano Brady),com a interveniência do Banco do Brasil S.A., da Caixa Econômica Federal e do Banco do Estado de MinasGerais S.A. Em decorrência da Desverticalização da CEMIG, esse contrato foi alocado na Emissora por meiodo Instrumento Particular de Cessão Direitos e Obrigações celebradas entre a Emissora e a CEMIG, em 30 demarço de 2005. Por meio do referido contrato, a CEMIG confessou ser devedora da União da quantia deR$121,2 milhões, correspondente a obrigações decorrentes de contratos de empréstimo de médio e longoprazo junto a credores externos, não depositadas no Banco Central do Brasil. A dívida confessada deverá serpaga por intermédio do Banco do Brasil, acrescida dos seguintes encargos financeiros: (i) atualizaçãomonetária segundo a variação do dólar norte-americano à taxa de venda do dia; (ii) juros remuneratórioscalculados sobre os saldos devedores diários previamente corrigidos, a taxas variáveis conforme o tipo debônus atribuído. A totalidade da dívida confessada e respectivos encargos serão pagos da seguinte forma: (i)principal - três dias úteis imediatamente anteriores a 15 de abril e 15 de outubro, respeitados os vencimentosiniciais, finais e únicos definidos para cada tipo de bônus: (a) amortização única ao final do 30º ano, em 11 deabril de 2024; (b) amortização única ao final do 30º ano, em 11 de abril de 2024; (c) 13 parcelas semestraisiguais, vencendo-se a primeira em 10 de abril de 2003 e a última em 10 de abril de 2009; (d) 21 parcelassemestrais iguais, vencendo-se a primeira em 10 de abril de 2004 e a última em 10 de abril de 2014; (e) 17parcelas semestrais iguais, vencendo-se a primeira em 10 de abril de 2004 e a última em 12 de abril de 2012;(f) 17 parcelas semestrais iguais, vencendo-se a primeira em 11 de abril de 2001 e a última em 10 de abril de2009; (g) 19 parcelas semestrais e consecutivas, vencendo-se a primeira em 10 de abril de 1997 e a última em12 de abril de 2006, observados os seguintes percentuais calculados sobre o principal: 1% na 1a à 7a parcelas,187

5% na 8a parcela e 8% na 9a à 19a parcelas; (ii) garantias de principal, em forma de caução em dinheiro, dosbônus de desconto e bônus ao par: equivalentes a 16.91252686% e 16,54122697% dos totais dos bônus dedesconto e bônus ao par, respectivamente, objeto deste financiamento, calculada em 15 de outubro de 1995 eexigível em 30 de novembro de 1995 (valor equivalente a US$3,1 milhões e US$4,3 milhões,respectivamente); (iii) juros remuneratórios - semestralmente, três dias úteis imediatamente anteriores a 15 deabril e a 15 de outubro de cada ano, vencida a primeira prestação em 12 de outubro de 1994 e vincenda aúltima prestação juntamente com a última parcela de principal do respectivo bônus (a União reconhece ospagamentos efetuados pela CEMIG e declara quitadas as obrigações referentes ao somatório das oitoprestações iniciais de juros remuneratórios vencidas no período de 12 de outubro de 1994 a 8 de abril de1998). O contrato tem vigência até 15 de abril de 2024, ou até que seja satisfeita toda a dívida. Através doInstrumento Particular de Cessão de Direitos e Obrigações a CEMIG obrigou-se como fiadora desse contratoaté a liquidação de suas obrigações. O saldo devedor do empréstimo, em 30 de setembro de 2007, era deR$108,6 milhões.KfWEm 2 de setembro de 1996, a CEMIG firmou com a Kreditanstalt Für Wiederaufbau (“KfW”) um contrato deempréstimo no montante de DM20.000.000,00, com o objetivo de financiar bens e serviços destinados aomelhoramento do abastecimento de energia elétrica na região do Vale do Jequitinhonha. Em decorrência daDesverticalização da CEMIG, os direitos e obrigações desse contrato foram transferidos contabilmente para aEmissora, no entanto ainda não foi celebrado Instrumento de Cessão correspondente, uma vez que o contratoenvolve a garantia da União e a contragarantia do Estado, para a qual é necessária uma legislação específica jáemitida na forma da Lei Estadual 16078/2006, de 26 de abril de 2006 A elaboração dos instrumentos relativosà referida cessão está sob a responsabilidade da PGFN, que já disponibilizou as respectivas minutas paraanálise das partes. O valor do empréstimo deverá ser totalmente amortizado até 30 de dezembro de 2016,mediante o pagamento de prestações semestrais, consecutivas e aproximadamente iguais a partir de 30 dedezembro de 2001. Sobre o saldo devedor do empréstimo incidirão juros à taxa de 6,5% a.a., que deverão serpagos semestralmente. O contrato de empréstimo é garantido pelo Governo Federal, que se compromete comodevedor solidário a garantir todas as obrigações da Emissora no contrato de empréstimo, nos termos de umcontrato de garantia firmado entre o Governo Federal e a KfW. O saldo devedor desse empréstimo, em 30 desetembro de 2007, era de R$16,6 milhões.UnibancoEntre 23 de dezembro de 2004, a CEMIG e o Unibanco firmaram um contrato de repasse de empréstimoexterno, na modalidade de Fixed Rate Notes destinado à rolagem de dívida, no valor total de R$122,0milhões. Em decorrência da Desverticalização da CEMIG, o saldo devedor desse contrato foi alocado naEmissora por meio do Instrumento Particular de Cessão de Direitos e Obrigações celebrado entre a Emissorae a CEMIG em 24 de janeiro de 2005. O valor do principal desse contrato deverá ser pago em uma parcelaúnica ao final e sobre o saldo devedor incidirá variação cambial mais juros de 6,5% a.a. Foi associada a essesempréstimos a operação de swap alterando o custo, para CDI + 2,65% a.a. Esse contrato é garantido por notapromissória avalizada pela CEMIG. O saldo devedor desse empréstimo em 30 de setembro de 2007 era deR$84,6 milhões.Banco BNP ParibásEm abril de 2004, a Emissora e o Banco BNP Paribás celebram 2 contratos de Mútuo para Repasse deEmpréstimo Externo no valor total de US$12,3 milhões destinados à rolagem de dívida à taxa de 1,825% a,a,acima da LIBOR para 6 meses. O valor principal desses contratos será pago em 5 parcelas semestrais a partirdo 36º mês do desembolso, vencendo a última parcela em 2010. Esses contratos foram garantidos por notapromissória avalizada pela CEMIG. O saldo devedor do empréstimo em 30 de setembro de 2007 era deR$23,4 milhões.188

Contratos em Moeda NacionalSegue breve descrição dos principais empréstimos e financiamentos em moeda nacional da Emissora, em 30de setembro de 2007:Banco do BrasilEm 11 de novembro e 7 de dezembro de 2004, a CEMIG e o Banco do Brasil S.A. firmaram dois contratos deempréstimo destinados à rolagem de dívida no valor de R$104,8 e R$14,0 milhões, respectivamente. Emdecorrência da Desverticalização da CEMIG, 47,3% do saldo devedor desses contratos foram alocados naEmissora por meio do Instrumento Particular de Cessão de Direitos e Obrigações celebrado entre a Emissora,a CEMIG e o Banco do Brasil S.A., em 11 de abril de 2005. Sobre o valor principal desses contratos incidirãojuros de 111% da variação do CDI e o respectivo vencimento está previsto para 10 de novembro de 2009,sendo a amortização da dívida prevista para o final do período, em uma única parcela. Esses contratospossuem hipóteses usuais de vencimento antecipado e são garantidos por nota promissória avalizada pelaCEMIG. O saldo devedor desses empréstimos, em 30 de setembro de 2007, era de R$62,9 milhões.Banco do BrasilEm 2 de maio de 2005, a Emissora e o Banco do Brasil firmaram um contrato de abertura de crédito fixo novalor de R$96,0 milhões, com vencimento previsto para 21 de março de 2013. Sobre o valor principal,incidirão juros de 107,6% da variação do CDI. Esse contrato possui hipóteses usuais de vencimentoantecipado, e tem como devedor solidário a CEMIG, que também avalizou a nota promissória dada emgarantia. O saldo devedor desse contrato, em 30 de setembro de 2007, era de R$100,9 milhões.Banco do BrasilEntre junho e setembro de 2005, a Emissora e o Banco do Brasil S.A. firmaram quatro contratos deempréstimo destinados à rolagem de dívida, no valor total de R$20,0 milhões. Esses contratos, cujos termos econdições são idênticos, são garantidos por nota promissória com aval da CEMIG. Sobre o valor principalincidirá variação do CDI mais spread de 1,7% a.a. e prazo dos contratos é de 8 anos, sendo a amortização dadívida definida em quatro parcelas anuais, iguais e consecutivas, no período de 2010 a 2013. O saldo devedortotal desses empréstimos, em 30 de setembro de 2007, era de R$20,6 milhões.Itaú BBAA CEMIG emitiu, em 14 de junho de 2004, uma cédula de crédito bancário em favor do Banco Itaú BBAS.A., no valor de R$200,0 milhões, com vencimento final em 16 de junho de 2008. Esta cédula visava àliquidação do saldo devedor relativo às notas promissórias emitidas pela CEMIG, com vencimento em 16 dejunho de 2004, no montante total de R$300,0 milhões. Em decorrência da Desverticalização da CEMIG, essacédula de crédito bancário foi alocada na Emissora por meio do Instrumento Particular de Cessão de Direitose Obrigações celebrado entre a Emissora, a CEMIG e o Banco Itaú S.A. em 10 de janeiro de 2005. A cédulaserá atualizada pelo IGPM e também incidirão juros de 10,48% a.a. Essa cédula possui hipóteses usuais devencimento antecipado. Ademais, a CEMIG deverá manter determinados índices financeiros durante a suavigência. Através do Instrumento Particular de Cessão de Direitos e Obrigações, a CEMIG obrigou-se comoavalista deste contrato até a liquidação de suas obrigações. O saldo devedor deste empréstimo, em 31 dedezembro de 2006 era de R$174,1 milhões. Essas cédulas foram desmembradas, de forma a permitir ao BancoItaú BBA negociá-las, tendo uma delas sido cedida para o Banco WestLB do Brasil, no valor de R$40,0milhões. O saldo devedor da CCB cedida para o Banco WestLB era, em 30 de setembro de 2007, de R$42,4milhões. O saldo devedor das CCBs que permaneceram com o Banco Itaú BBA S.A. era, em 30 de setembrode 2007, de R$169,5 milhões.189

Itaú BBAEm 20 de outubro de 2004, a CEMIG emitiu, a favor do Banco Itaú BBA, uma cédula de crédito bancário, novalor de R$100 milhões, com vencimento em 8 de outubro de 2008. Em decorrência da Desverticalização daCEMIG, 10,44% do saldo devedor desse contrato foi alocado na Emissora por meio do Instrumento Particularde Cessão de Direitos e Obrigações celebrado entre a Emissora, a CEMIG, a CEMIG GT e o Banco Itaú S.A.,em 10 de janeiro de 2005. Sobre o valor principal dessa cédula de crédito bancário incidirão juros de 100% doCDI, mais spread de 2,00% a.a., calculado de forma exponencial pro-rata temporis com base em um ano de360 dias. Esta cédula possui hipóteses usuais de vencimento antecipado. Adicionalmente, a Emissora obrigousea manter os seguintes índices financeiros: (i) LAJIDA/Despesa Financeira Líquida maior ou igual a 2,8; (ii)Endividamento Total/Capitalização Total menor ou igual a 53%; (iii) Endividamento Total/LAJIDA menorou igual a 3,36; (iv) Despesas de Capital/LAJIDA menor ou igual a 60%; e (v) Dívida de CurtoPrazo/LAJIDA menor ou igual a 90%. Através do Instrumento Particular de Cessão de Direitos e Obrigações,a CEMIG obrigou-se como avalista desta cédula até a liquidação de suas obrigações. O Banco Itaú BBA, em31 de outubro de 2005, desmembrou esta cédula em 6 novas cédulas, duas das quais cedeu ao HSBC BankBrasil – Banco Múltiplo. O valor da cédula emitida pela Emissora em favor do HSBC Bank Brasil – BancoMúltiplo era de R$10,4, cujo saldo em 30 de setembro de 2007 era de R$11,8 milhões.Itaú BBAEntre junho e dezembro de 2005, a Emissora emitiu a favor do Banco Itaú BBA 13 cédulas de créditobancário destinadas à rolagem de dívida, no valor total de R$132,4 milhões. Os termos e condições dessascédulas são os mesmos. Sobre o valor principal incidirão juros compreendendo a variação do CDI maisspread de 1,7% a.a. O vencimento está previsto para oito anos, sendo a amortização da dívida definida emquatro parcelas anuais, iguais e consecutivas, no período de 2010 a 2014. Essas cédulas possuem hipótesesusuais de vencimento antecipado. Adicionalmente, a Emissora obrigou-se a manter os seguintes índicesfinanceiros: (i) LAJIDA/Despesa Financeira Líquida maior ou igual a 2,8; (ii) EndividamentoTotal/Capitalização Total menor ou igual a 53%; (iii) Endividamento Total/LAJIDA menor ou igual a 3,36;(iv) Despesas de Capital/LAJIDA menor ou igual a 60%; e (v) Dívida de Curto Prazo/LAJIDA menor ouigual a 90%. O saldo devedor desses empréstimos, em 30 de setembro de 2007, era de R$142,1 milhões.Banco Votorantim S.A.Em dezembro de 2004, a CEMIG e o Banco Votorantim S.A. firmaram cinco contratos de mútuo, destinadosà rolagem de dívida, totalizando R$54,3 milhões. Em decorrência da Desverticalização da CEMIG, 54,23%do saldo devedor desses contratos foram alocados na Emissora por meio do Instrumento Particular de Cessãode Direitos e Obrigações celebrado entre a Emissora, a CEMIG e a Emissora, em 03 de janeiro de 2005. Ovencimento desses contratos está previsto para seis anos. Sobre o saldo devedor incidirão juros de 113,50% davariação do CDI. Esses contratos possuem hipóteses usuais de vencimento antecipado. O saldo devedordessas cédulas de crédito bancário, em 30 de setembro e 2007, era de R$30,2 milhões.Banco Votorantim S.A.Em 30 de junho, 26 de agosto, 20 de setembro e 04 de outubro de 2005, a Emissora emitiu em favor do BancoVotorantim S.A. cédulas de crédito bancário destinadas ao pré-pagamento de dívidas de maior custo, no valortotal de R$98,2 milhões. Sobre o valor principal dessas cédulas, incidirão juros compreendendo a variação doCDI mais spread de 1,7% a.a. O vencimento dessas cédulas está previsto para oito anos, sendo a amortizaçãoda dívida definida em quatro parcelas anuais, iguais e consecutivas, no período de 2010 a 2013. Essas cédulassão garantidas por aval da CEMIG. O saldo devedor dessas cédulas, 30 de setembro de 2007, era de R$100,4milhões.190

BradescoEntre junho e dezembro de 2005, a Emissora firmou com o Banco Bradesco S.A. diversos contratos deempréstimo destinados a rolagem de dívida, cujos termos e condições foram os mesmos. Sobre o valorprincipal, incidirão juros compreendendo a variação do CDI mais spread de 1,7% a.a. O vencimento dessescontratos está previsto para oito anos, sendo a amortização da dívida definida em quatro parcelas anuais,iguais e consecutivas, no período de 2010 a 2013. Esses contratos são garantidos por nota promissóriaavalizada pela CEMIG. O saldo devedor desses empréstimos, em 30 de setembro de 2007, era de R$252,9milhões.EletrobrásA CEMIG firmou diversos contratos de financiamento com a Eletrobrás no período de 1992 a 2002,destinados ao financiamento da construção de usinas hidrelétricas, ampliação de sua rede de transmissão edistribuição e eletrificação rural. Em decorrência da Desverticalização da CEMIG, 47,0% do saldo devedordesses contratos foram alocados na Emissora por meio de aditivos aos contratos de financiamento celebradosentre a Emissora e a CEMIG. Os contratos são garantidos por meio de vinculação de receitas da própriaEmissora. Os termos dos referidos contratos variam somente quanto ao valor do financiamento, a taxa dejuros contratada e o prazo de pagamento.A CEMIG firmou, ainda, diversos Instrumentos de Reconhecimento de Débito com a Eletrobrás no períodode 1991 a 1998, por meio dos quais, ela se comprometeu a aplicar os recursos oriundos desses instrumento eminstalações dos serviços públicos de energia elétrica por ela prestados. Em decorrência da Desverticalizaçãoda CEMIG, esses instrumentos foram alocados na Emissora por meio de aditivos aos instrumentos celebradosentre a Emissora e a CEMIG. O prazo de cada financiamento é de 20 anos a partir da entrega de umdeterminado certificado emitido pelo DNAEE ou findo o prazo de carência máximo de sete anos contados dadata do recebimento dos recursos. O pagamento dos financiamentos será efetuado à Eletrobrás, juntamentecom os juros devidos, em 80 parcelas trimestrais, iguais e sucessivas de acordo com o esquema deamortização previamente elaborado pela Eletrobrás e renovado anualmente em virtude da correção monetária.Durante o prazo de carência incidirão juros de 6% a.a. e finda carência os juros se elevarão para 8% a.a. Ovalor total do saldo devedor de todos os instrumentos de reconhecimento de débito, em 30 de setembro de2007, era de R$16,5 milhões.A Emissora celebrou ainda 2 contratos com a Eletrobrás, ou seja: um contrato para a implantação do ProjetoLuz Para Todos em Minas Gerais, um projeto do governo federal que consiste na universalização de energiaelétrica e, em 2005, celebrou o Projeto Reluz, que consiste na iluminação pública urbana.O valor total do saldo devedor de todos os contratos financeiros celebrados entre a Emissora e a Eletrobrás,em 30 de setembro de 2007, era de R$262,6 milhões.Banco Santander S.A.Entre junho e outubro de 2005, a Emissora emitiu em favor do Banco Santander Brasil S.A. diversas cédulasde crédito bancário destinadas ao pré-pagamento de dívidas de maior custo, no valor total de R$49,9 milhões.Sobre o principal dessas cédulas incidirão juros compreendendo a variação de CDI mais spread de 1,7% a.a.O vencimento dessas cédulas está previsto para oito anos, sendo a amortização da dívida definida em quatroparcelas anuais, iguais e consecutivas, no período de 2010 a 2013. Estas cédulas possuem hipóteses usuais devencimento antecipado e têm como avalista a CEMIG. O saldo devedor destas cédulas, em 30 de setembro de2007, era de R$51,4 milhões.191

UnibancoEntre junho e agosto de 2005, a Emissora firmou com o Unibanco diversos contratos de empréstimodestinados à rolagem da dívida, no valor total de R$130,2 milhões. Os termos e condições desses contratossão os mesmos. Sobre o valor principal, incidirão juros compreendendo a variação de CDI mais spread de1,7% a.a. e o respectivo vencimento está previsto para oito anos, sendo a amortização de dívida definida emquatro parcelas anuais, iguais e consecutivas, no período de 2010 a 2013. O saldo devedor dessesempréstimos, em 30 de setembro de 2007, era de R$138,0 milhões.Banco do Brasil – Commercial Paper e Cédulas de Crédito BancárioEm 26 de julho de 2006, a Emissora emitiu Notas Promissórias (Commercial Papers) para colocação edistribuição pública no mercado de capitais local, no valor unitário de R$10.000.000,00, totalizandoR$300.000.000,00 a juros remuneratórios de 103% taxa média diária dos depósitos interfinanceirosdenominada "Taxa DI over extra-grupo", expressa na forma percentual ao ano, base 252 dias úteis, calculadae divulgada diariamente pela CETIP, tendo como garantia o aval da CEMIG e com vencimento em 90 dias apartir da data da respectiva subscrição e integralização. O BB Banco de Investimento S.A. foi o responsávelpela estruturação e colocação das Notas Promissórias.No vencimento das Notas Promissórias referidas acima, isto é, em 24 de outubro de 2006, o Banco do Brasilconcedeu um empréstimo à Emissora, no valor de R$300.000.000,00, visando à liquidação do saldo devedordas notas. Assim, naquela mesma data, a Emissora emitiu 6 (seis) cédulas de crédito bancário em favor doBanco do Brasil S.A., no valor total de 300 milhões, com vencimento em 3 parcelas anuais, iguais econsecutivas em 2012, 2013 e 2014, com juros correspondentes à taxa de 104,1% da taxa média diária dosdepósitos interfinanceiros denominada "Taxa DI over extra-grupo", expressa na forma percentual ao ano, base252 dias úteis, calculada e divulgada diariamente pela CETIP. Essas Cédulas foram garantidas por aval daCEMIG. O saldo devedor desse empréstimo, em 30 de setembro de 2007, era de R$315,5 milhões.192

CONTINGÊNCIAS JUDICIAIS E ADMINISTRATIVAS DA EMISSORAEm decorrência da Desverticalização da CEMIG, alguns processos judiciais e administrativos nos quais aCEMIG figurava no pólo passivo foram transferidos ou estão em processo de transferência entre a CEMIG e aEmissora, por meio de substituição processual, o que depende do deferimento pelos juízos competentes.A transferência de titularidade dos processos pela CEMIG às suas controladas (inclusive a Emissora) foidefinida pela CEMIG, principalmente, com base no objeto da ação proposta, e vem ocorrendogradativamente. Não obstante, enquanto tais pedidos não forem deferidos, a CEMIG, que continuaráfigurando no pólo passivo dos respectivos processos até a efetiva substituição processual, manterá em seubalanço as provisões judiciais com relação a essas contingências, devendo a CEMIG arcar com os custos nocaso de eventual decisão negativa. Conforme forem efetivamente ocorrendo as substituições processuais,passando então a Emissora a figurar no pólo passivo das ações judiciais respectivas, as provisões com relaçãoàs contingências judiciais nas quais a substituição processual tiver ocorrido passarão a ser registradas nobalanço da Emissora, devendo esta, a partir daquele momento, arcar com os custos no caso de eventualdecisão negativa.Os processos judiciais e administrativos, nos quais a Emissora figura no pólo passivo, são oriundos do cursonormal de suas operações. A tabela a seguir apresenta informações referentes aos processos em andamento,considerados mais relevantes pela Emissora, nos quais ela figura como parte principal, não englobandoportanto os processos nos quais a CEMIG e/ou outras sociedades do Grupo CEMIG figuram no pólo passivo.CategoriaContingências em 30 desetembro de 2007(em Reais)Provisionamentos em 30de setembro de 2007(em Reais)Depósitos em 30 desetembro de 2007(em Reais)Adm. Regulatório 144.053.323,85 30.000.000,00 0Adm. Trabalhista 500.752,49 0 0Adm. Tributário 0 0 0Cível 117.634.961,27 1.407.608,83 0Regulatório Judicial 13.284.065,10 0 5.845.141,87Trabalhista Judicial 13.735.529,21 4.242.371,89 17.378.754,70Tributário Judicial 203.406.920,56 0 85.132.941,67Total 492.615.552,48 35.649.980,72 108.356.838,24Fonte: CompanhiaA seguir é apresentado um resumo das principais contingências judiciais e/ou administrativas nas quais aEmissora figura no pólo passivo, sendo que em algumas delas, a Emissora é parte juntamente com a CEMIGe/ou a Cemig GT.Processos Administrativos de Natureza RegulatóriaA Emissora é parte em diversos processos administrativos que versam, de uma maneira geral, sobre asnotificações e autos de infração lavrados pela ANEEL e o TCU, com relação ao descumprimento daregulamentação em vigor, reconsideração de decisão relativa à revisão extraordinária e violação dos índicesDEC e FEC. Dentre esses processos, destacamos:193

Controle de Qualidade - Transgressão de Índices DEC e FECA ANEEL notificou a Emissora, relativamente à violação dos índices DEC e FEC. Foi requerida areconsideração da decisão manifestada através do despacho de nº 3.031/2006-SRD/ANEEL, de 21 dedezembro de 2006, que indeferiu revisão extraordinária dos índices DEC e FEC, relativos ao exercício 2006.Embora a Emissora tenha apresentado recurso, a decisão proferida por meio do Despacho nº 3031/2006 nosentido de indeferir o pedido de revisão extraordinária de metas DEC e FEC foi mantida. O valor envolvidonesse processo é, em 30 de setembro de 2007, aproximadamente, R$1 milhão, cuja perspectiva de perda éavaliada como “possível”.Não Conformidade com Regulamentação da ANEELA ANEEL notificou a Emissora, por meio do Termo de Notificação - TN n° 002/2007 - SFE, de 09 de janeirode 2007, com relação à apuração da autenticidade dos dados das unidades consumidoras classificadas nasubclasse residencial baixa renda, entendendo que a Emissora não identificou, mensal e individualmente,aquelas unidades consumidoras classificadas na subclasse residencial baixa renda segundo novos critériosfixados pela ANELL. O valor envolvido nesses processos, em 30 de setembro de 2007, é de R$143 milhões.Existem dois processos envolvendo este tema, conforme descrito abaixo.Um dos processos originou-se de termo de notificação, datado de 09 de janeiro de 2007, por meio do qual foiencaminhado à Emissora relatório de fiscalização relativo à apuração da autenticidade dos dados das unidadesconsumidoras classificadas na subclasse residencial baixa renda. O valor envolvido nesse processo, em 30 desetembro de 2007, é de R$ 113 milhões, com perspectiva de perda avaliada como “remota”.O outro processo envolvendo este tema originou-se de termo de notificação, datado de 09 de janeiro de 2007,por meio do qual foi encaminhado à Emissora relatório de fiscalização relativo à apuração da autenticidadedos dados das unidade consumidores classificadas na subclasse residencial baixa renda. Entendeu afiscalização que a Emissora não havia cumprido com o disposto no artigo 2º Resolução 089, de 25 de outubrode 2004, segundo o qual a concessionária deverá identificar, mensal e individualmente, aquelas unidadesconsumidoras classificadas na Subclasse Residencial Baixa Renda segundo novos critérios fixados, e tambémas que, até 30 de abril de 2002, atendiam aos critérios específicos estabelecidos nas respectivas Portarias doDNAEE para cada concessionária, e estabelece a metodologia para o cálculo da diferença mensal de receitadas referidas unidades consumidoras. O valor envolvido nesse processo, em 30 de setembro de 2007, é de R$30 milhões, cujo valor total foi provisionado. A perspectiva de perda com relação à este processo é avaliadacomo “provável”.Processos Administrativos de Natureza Tributária – AutuaçõesA Emissora é parte envolvida em diversos processos administrativos que, de uma maneira geral, versam sobreautuações fiscais, envolvendo o ITCD - Imposto Sobre Transmissão Causa Mortis e Doação de QuaisquerBens e Direitos (“ITCD”). A Emissora foi autuada pela Secretaria de Estado da Fazenda de Minas Gerais,com relação ao recolhimento do ITCD, sobre a participação financeira do consumidor, referente às redes elinhas de distribuição de energia nos empreendimentos imobiliários, bem como ao pagamento da multa derevalidação. O montante envolvido nesses processos, em 30 de setembro de 2007, nos quais figura como parteprincipal a CEMIG, é de, aproximadamente, R$13 milhões, cuja perspectiva de perda é avaliada como“provável”.Processos Judiciais de Natureza CívelA Emissora é parte em diversos processos judiciais, de natureza cível e regulatória, cujas matérias versamsobre responsabilidade civil, relações de consumo, direito administrativo e regulatório que, de uma maneirageral, envolvem indenizações decorrentes de acidentes com terceiros, relações de consumo, tarifas, reajustes edescumprimentos contratuais, suspensão do fornecimento de energia elétrica, iluminação pública, furto deenergia, fraude, indenizações por danos morais e materiais, questionamentos relativos às faturas de energiaelétrica, e questionamentos do Ministério Público Federal acerca da subvenção de baixa renda. Dentre essesprocessos de natureza cível e regulatória, destacam-se os seguintes:194

Reajuste Contratual –Programa Luz Para TodosA Construtora Queiroz Galvão impetrou ação de cobrança contra a Emissora, onde requer a condenação destaúltima ao pagamento dos valores devidos à autora a título de reajuste contratual do Programa Luz para Todos,com todos os encargos moratórios referentes ao pagamento em atraso, no valor de aproximadamente R$18milhões, além do pagamento de encargos contratuais devidos pela Emissora em razão do atraso depagamento, no valor aproximado de R$1,1 milhão. Em 03 de agosto de 2007, foi negada a tutela antecipadarequerida pela autora, que, por sua vez, agravou da decisão. O TJMG indeferiu o pedido relativo ao agravo,sendo que a Emissora apresentou contestação em 20 de agosto de 2007. O valor envolvido nesse processo, em30 de setembro de 2007, é de, aproximadamente, R$24 milhões, cuja perspectiva de perda é avaliada como“possível”.Portarias 38/86 e 45/86Foram ajuizadas diversas ações por consumidores industriais, contra a Emissora, pleiteando a restituição dosvalores pagos nas faturas de energia elétrica, majoradas pelas Portarias 38/86 e 45/86, em supostainobservância do congelamento de preços determinado pelo Decreto-Lei nº 2.283/86 e pelo Decreto-Lei nº2.284/86. O valor envolvido nestes processos é, em 30 de setembro de 2007, de, aproximadamente, R$1,9milhões, cuja perspectiva de perda é avaliada como “provável” para um valor de R$0,9 milhão, o qualencontra-se provisionado.Cobrança e Contratos da CIP/TIP – Iluminação PúblicaA Emissora é parte em processos questionando a legalidade da cobrança, bem como os contratos relativos àTaxa de Iluminação Pública – TIP e, atualmente, a Contribuição de Iluminação Pública – CIP. A Emissoraacredita ter argumentos de mérito para obtenção de êxito nas demandas. O valor envolvido nestes processos é,em 30 de setembro de 2007, de, aproximadamente, R$5 milhões, cuja perspectiva de perda é avaliada como“possível”.Processos Judiciais de Natureza TrabalhistaA Emissora é parte em diversos processos judiciais de natureza trabalhista, que versam, em geral, sobreindenizações decorrentes de acidentes de trabalho, horas extras, verbas adicionais, adicional depericulosidade, gratificação de função, PLR, FGTS, seguro de vida e outros. O valor total envolvido nessesprocessos judiciais é, em 30 de setembro de 2007, de, aproximadamente, R$4 milhões.Processos Judiciais de Natureza TributáriaA Emissora é parte em diversos processos de natureza tributária e previdenciária que, de uma maneira geral,envolvem ICMS, IPTU, IR, INSS, COFINS e outros, dentre os quais destacamos:COFINSEm 24 de abril de 1996, a CEMIG impetrou mandado de segurança, junto à Justiça Federal objetivandocaracterizar a não obrigação do recolhimento da Contribuição para Financiamento da Seguridade Social -COFINS, uma vez que entendia ser titular da imunidade prevista no parágrafo 3º, do artigo 155, daConstituição Federal, a exemplo das demais pessoas jurídicas a que alude o citado dispositivo constitucional.Assim, a CEMIG obteve liminar que logrou suspender a exigibilidade do tributo em questão, deixando, dessaforma, de efetuar os respectivos recolhimentos mensais, a partir de maio de 1996, o que perdurou até julho de1999. Porém, o pleno do Supremo Tribunal Federal, em julgamento de recurso extraordinário de casoidêntico, decidiu favoravelmente ao Fisco; em seguida, foi editada, pelo Governo Federal, a Medida195

Provisória nº 1.858-6, a qual facultou ao contribuinte que havia ingressado em juízo, efetuar o pagamento dotributo, com anistia dos respectivos encargos.Dessa forma, como a CEMIG atendia às condições legais para o benefício, efetuou, em 30 de julho de 1999,com isenção de multa e juros de mora, desde a data da concessão da liminar até fevereiro de 1999, opagamento da ordem de, aproximadamente, R$240 milhões. Entretanto, contrariamente ao estipulado naMedida Provisória em questão, resolveu o Fisco quitar parcialmente os débitos da CEMIG, desconsiderandoaqueles que já haviam sido encaminhados à Procuradoria da Fazenda Nacional e inscritos em Dívida Ativa daUnião para posterior Execução Fiscal, ao argumento de que tais débitos, naquela condição, não seriamalcançados pela anistia fiscal objeto da Medida Provisória 1856.A CEMIG impetrou novo mandado de segurança onde obteve liminar que suspendeu, uma vez mais, aexigibilidade do crédito tributário, cujo provimento foi revogado com a sentença denegatória da ordem, aofundamento de que a questão não poderia ser resolvida via mandado de segurança, por depender de dilatadocontraditório com produção de provas. Assim, a União Federal ingressou em juízo, com duas execuçõesfiscais, objetivando receber o crédito tributário em questão, no valor de, aproximadamente, R$15 milhões eR$230 milhões, em 30 de setembro de 2007. Objetivando opor embargos às execuções, a CEMIG,inicialmente, nomeou à penhora, para garantia do Juízo, apólice de seguro garantia e, posteriormente,recebíveis de sua titularidade junto à Caixa Econômica Federal e fiança bancária emitida pelo BBA –Creditanstalt Bank Limited, garantias estas que, não obstante a concordância expressa da Fazenda Nacionalrelativamente às duas primeiras, foram indeferidas pelos juízes titulares dos feitos.Todavia, firme no propósito de opor embargos a execução, por entender que os valores não eram devidos, em07 de novembro de 2000, a CEMIG ofereceu à penhora os direitos emergentes da concessão que lhe foioutorgada, relativos à Usina Hidrelétrica de Três Marias, nas duas ações de execução, sendo que após alavratura dos respectivos autos de penhora, opôs os competentes embargos. A União interpôs recurso (agravode instrumento) em relação à execução, o qual foi provido para determinar à Caixa Econômica Federal obloqueio e depósito do respectivo valor, à disposição do Juiz Federal da 27ª Vara, cuja ordem judicial foiintegralmente cumprida.Posteriormente, a União Federal pleiteou o depósito em juízo da receita auferida pela CEMIG decorrente daoperação da UHE Três Marias. A CEMIG refutou o pedido no sentido de que a penhora teria recaído sobre osdireitos emergentes da concessão e não sobre a respectiva receita, argumentação esta totalmente acolhida pelojuiz. Não obstante, a empresa interpôs recurso de apelação para o Tribunal Regional Federal da PrimeiraRegião, objetivando alterar o valor dos honorários advocatícios que lhe são devidos pela União, em razão dasucumbência, uma vez que tal verba foi fixada muito aquém da expectativa. O processo se encontra com osprocuradores da Fazenda Nacional, os quais devem interpor recurso contra a decisão desfavorável à União.Inconformada, a União Federal interpôs recurso (agravo de instrumento), junto ao Tribunal Regional Federalda 1ª Região, tendo o tribunal negado provimento ao referido recurso, mantendo a penhora, tão somente, dosdireitos emergentes da concessão de Três Marias. Dessa forma, o processo acima não pôde ser baixado,contabilmente, haja vista que ainda não ocorreu o trânsito em julgado da decisão favorável à CEMIG.Em sentença de 09 de março de 2007, a apelação da Emissora foi recebida, com efeito devolutivo esuspensivo, e está pendente de julgamento. O montante envolvido nos processos é, em 30 de setembro de2007, de, aproximadamente, R$254 milhões, cuja perspectiva de perda é avaliada como “remota”.Taxa de Ocupação do SoloAlguns Municípios do Estado de Minas Gerais estão exigindo da Emissora o pagamento da Taxa deOcupação do Solo (taxa cobrada por Municípios pela instalação de postes e redes em logradouros públicos epreço público pelo uso de vias públicas). Existem processos judiciais e administrativos relacionados a essaquestão. Não foi contabilizada provisão relacionada a essas demandas, uma vez que a Emissora entende que apossibilidade de perda é “remota”. O montante total envolvido nesses processos é, em 30 de setembro de2007, de, aproximadamente, R$4,5 milhões.196

Programa de Indenização por Tempo de ServiçoNo ano de 2006, a Emissora pagou a seus empregados indenização pelo direito referente aos anuênios futurosque seriam incorporados aos seus salários, sobre o qual não foi efetuado recolhimento de Imposto de Renda eContribuição Previdenciária, por ser entendido pela Emissora que essas obrigações não são incidentes sobreverbas indenizatórias. Por esta razão, a Emissora foi notificadas pela Receita Federal e pelo INSS, tendo emvista a divergência nos entendimentos daqueles órgãos. Entretanto, para evitar o risco de uma eventual multa,a Emissora, impetrou Mandado de Segurança, que permitiu efetuar o depósito judicial no valor das potenciaisobrigações. O montante envolvido nos processos é, em 30 de setembro de 2007, de, aproximadamente, R$138milhões, sendo R$61 milhões com perspectiva de perda avaliada como “remota”, e R$77 milhões comperspectiva de perda avaliada como “possível”. Encontram-se depositados R$85 milhões. Existem doisprocessos acerca deste tema, conforme descrito abaixo.Um deles diz respeito a uma ação movida contra o INSS, cujo valor, em 30 de setembro de 2007, é deR$61.383 milhões, com perspectiva de perda avaliada como “remota”. O outro processo refere-se a ummandado de segurança movido contra a Receita Federal, cujo valor, em 30 de setembro de 2007, é de R$76.478 milhões, com perspectiva de perda avaliada como “possível”. Em decisão de 16 de fevereiro de 2007,o pedido de liminar foi indeferido e a segurança vindicada foi denegada. Em maio de 2007, os autos foramremetidos à Procuradoria Regional da República para apresentação de parecer. A Emissora interpôs apelação,que foi recebida em seu efeito devolutivo em 28 de março de 2007, a qual atualmente encontra-se aguardandojulgamento.ICMS em Operações de Consumidores de Baixa RendaA Emissora foi autuada pelo não-recolhimento do ICMS supostamente devido sobre a subvenção recebida,entre maio de 2002 e dezembro de 2005, por conta do fornecimento de energia elétrica aos consumidoresenquadrados na “Subclasse Residencial Baixa Renda”. Não houve êxito por parte da Emissora na viaadministrativa, entendendo o Conselho de Contribuintes de Minas Gerais que realmente era devida a parcelapretendida, de aproximadamente R$ 80 milhões. Em razão de não lograr êxito administrativamente, aEmissora impetrou, preventivamente, em 29 de março de 2007, Mandado de Segurança requerendo oreconhecimento da inexigibilidade/inconstitucionalidade do ICMS, bem como a concessão de liminar para asuspensão imediata da exigibilidade do tributo, com a conseqüente expedição de certidão positiva com efeitode negativa. Em 02 de abril de 2007, foi indeferida a liminar pleiteada, o que ensejou a interposição, em 10 deabril de 2007, de agravo de instrumento com pedido de antecipação da tutela recursal, visando à obtenção daliminar anteriormente indeferida.O recurso foi recebido, pela 1ª Câmara Cível do Tribunal de Justiça de Minas Gerais - TJMG, apenas noefeito devolutivo, não tendo sido concedida a antecipação da tutela recursal pleiteada, pelo fundamento de quese tratava de tema novo, juridicamente complexo, e que não havia demonstração de perigo imediato. Emrazão desse novo indeferimento, foi formulado, em 25 de abril de 2007, pedido de reconsideração quanto àdecisão anterior, o qual foi posteriormente indeferido pelo desembargador responsável. Não houve, até omomento, qualquer decisão quanto ao mérito da causa.Em 26 de abril de 2007, a Fazenda Pública Estadual ajuizou execução fiscal contra a Emissora, relativamenteao crédito tributário objeto do Mandado de Segurança aqui referido, por meio do qual requereu o pagamentoda importância de aproximadamente R$80 milhões. A Emissora solicitou a suspensão dessa execução, emface de ter obtido, anteriormente, liminar no Mandado de Segurança, que suspendeu a exigibilidade do créditotributário. O valor envolvido é, em 30 de setembro de 2007, de, aproximadamente, R$100 milhões, cujaperspectiva de perda é avaliada como “possível”.197

OPERAÇÕES COM PARTES RELACIONADASA Emissora possui diversas operações com a CEMIG, a CEMIG GT, e o Estado de Minas Gerais. A tabelaabaixo apresenta os saldos e operações com partes relacionadas mais relevantes das Emissora, no período deseis meses findo em 30 de setembro de 2007:Empresas Ativo Passivo Receita DespesaCEMIGColigadas e Controladora 17.748 3.570 - -Juros sobre Capital Próprio eDividendos - 169.704 - (112.207)Cemig Geração eTransmissão S.A.Coligadas e Controladora 11.781 2.260 - -Fornecedores - 20.992 - -Energia Elétrica Compradapara Revenda - - - (52.480)LlgthEnergia Comprada paraRevenda - 155 - (16.323)Governo do Estado de MinasGeraisConsumidores e Revendedores 2.385 - 47.663 -Impostos, Taxas eContribuições – ICMS 8.169 244.526 (1.589.263) -Tributos Compensáveis - ICMS 206.386 - - -Consumidores e Revendedores 30.775 - - -FORLUZObrigações Pós-Emprego –Circulante - 57.542 - (55.178)Obrigações Pós-Emprego –Não Circulante - 858.580 - -Outros - 11.878 - -Despesa com Pessoal - - - (33.951)Custeio Administrativo - - - (6.842)OUTROSColigadas e Controladora 10.665 - - -Fonte: CompanhiaSegue abaixo descrição dos principais contratos celebrados entre a Emissora e partes relacionadas.FORLUZA Emissora é uma das patrocinadoras da Fundação Forluminas de Seguridade Social - FORLUZ, pessoajurídica sem fins lucrativos, com o objetivo de propiciar aos seus associados e participantes e aos seusdependentes e beneficiários uma renda pecuniária de suplementação de aposentadoria e pensão, emconformidade ao plano previdenciário a que estiverem vinculados.198

A partir de 1º de janeiro de 2005, com a desverticalização da CEMIG, os planos de previdência da FORLUZpassaram a ser patrocinados pela Emissora através de uma participação percentual nos ativos e obrigações doplano, no percentual de 72,45%, determinado em função da alocação dos empregados na Emissora emdezembro de 2004.A Emissora mantém ainda, de modo independente aos planos disponibilizados pela FORLUZ, pagamentos departe do prêmio de seguro de vida para os aposentados e contribui para um plano de saúde para osempregados, aposentados e dependentes, administrado pela FORLUZ.Em 01 de março de 2004, foi celebrado contrato entre a Fundação Forluminas de Seguridade Social –FORLUZ e a CEMIG, com o objetivo de locação do imóvel de propriedade da FORLUZ, situado na AvenidaBarbacena n.° 1200, bairro Santo Agostinho, em Belo Horizonte, com prazo de 12 meses, prorrogável por 48meses, até o limite máximo de 60 meses, com valor anual de R$6,8 milhões. Em 01 de janeiro de 2005 foiassinado Termo de Cessão transferindo para a Emissora 53% de todos os direitos e obrigações decorrentesdesse contrato. Em 01 de março de 2005, foi lavrado Termo aditivo, ficando a Emissora responsável pelodesembolso mensal de R$326.449,26, e alterou-se a vigência do contrato para 24 meses podendo serprorrogado por mais 36, no limite máximo de 60 meses. Em 01 de março de 2006 foi lavrado novo Termoaditivo, ficando a Emissora responsável pelo desembolso mensal de R$346.166,80, e alterou-se a vigência docontrato para 36 meses podendo ser prorrogado por mais 24 meses, no limite máximo de 60 meses.Compra de Energia ElétricaEm 12 de novembro de 2002, a CEMIG firmou com a CEMIG Capim Branco Energia S.A. um Contrato deCompra e Venda de Energia Elétrica, por meio do qual a “Capim Branco” fornecerá, a partir de fevereiro de2006, durante 10 anos, a totalidade da energia assegurada da UHE Capim Branco I, abatidas as perdas da redebásica e o consumo interno. O preço da energia é reajustado anualmente pelo IGP-M. Com o advento daDesverticalização, esse contrato foi cedido para a Emissora em 6 de setembro de 2005.Em 12 de novembro de 2002, a CEMIG firmou com a CEMIG Capim Branco Energia S.A. um Contrato deCompra e Venda de Energia Elétrica, por meio do qual a “Capim Branco” fornecerá, a partir de março de2007, durante 20 anos, a totalidade da energia assegurada da UHE Capim Branco II, abatidas as perdas darede básica e o consumo interno. O preço da energia é reajustado anualmente pelo IGP-M. Com o advento daDesverticalização, esse contrato foi cedido para a Emissora em 6 de setembro de 2005.Além dos contratos acima, a Emissora firmou diversos contratos de compra no ACR - Ambiente deContratação Regulada - com a CEMIG GT nos leilões em que as duas empresas figuraram uma comocompradora e a outra como vendedora. Nesses contratos, os preços de compra são os mesmos praticados portodas as outras distribuidoras que participaram dos leilões, e os montantes foram definidos na proporção daparticipação de cada distribuidora no leilão. Os contratos referidos acima firmados até a presente data são osseguintes:• 1o. Leilão de Energia Existente, realizado em 07 de dezembro de 2004: a Emissora firmou com aCEMIG GT um Contrato de Compra e Venda de Energia no Ambiente Regulado - CCEAR - pormeio do qual a CEMIG GT fornecerá, a partir de janeiro de 2006, durante 8 anos, 125,63MWmédios. No mesmo leilão, a Emissora firmou com a Light dois Contratos de Compra e Venda deEnergia no Ambiente Regulado - CCEAR - por meio do qual a Light fornecerá, a partir de janeiro de2005, durante 8 anos, 22,25 MWmédios, e a partir de janeiro de 2006, durante 8 anos, 17,62MWmédios. O preço da energia é reajustado anualmente pelo IPCA;• 2o. Leilão de Energia Existente, realizado em 02 de abril de 2005: a Emissora firmou com a CEMIGGT um Contrato de Compra e Venda de Energia no Ambiente Regulado - CCEAR - por meio doqual a CEMIG GT fornecerá, a partir de janeiro de 2008, durante 8 anos, 8,35 MWmédios. O preçoda energia é reajustado anualmente pelo IPCA;199

• 1o. Leilão de Energia Nova, realizado em 16 de dezembro de 2005: a Emissora firmou com a CemigBaguari Energia S.A. um Contrato de Compra e Venda de Energia no Ambiente Regulado - CCEAR- por meio do qual a Cemig Baguari Energia S.A. fornecerá, a partir de janeiro de 2010, durante 30anos, 7,95 MWmédios, provenientes da UHE Baguari. O preço da energia é reajustado anualmentepelo IPCA;• 2o. Leilão de Energia Nova, realizado em 29 de junho de 2006: a Emissora firmou com a CEMIGGT um Contrato de Compra e Venda de Energia no Ambiente Regulado - CCEAR - por meio doqual a CEMIG GT fornecerá, a partir de janeiro de 2009, durante 30 anos, 20,87 MWmédios,provenientes das UHEs Irapé, Queimado, Porto Estrela e Aimorés. O preço da energia é reajustadoanualmente pelo IPCA; e• 5o. Leilão de Energia Nova, realizado em 16 de outubro de 2007: a Emissora firmou com a CEMIGGT um Contrato de Compra e Venda de Energia no Ambiente Regulado - CCEAR - por meio doqual a CEMIG GT fornecerá, a partir de janeiro de 2012, durante 30 anos, 3,40 MWmédios,provenientes da UHE Funil Grande. O preço da energia é reajustado anualmente pelo IPCA.Uso e ConexãoA Emissora tem diversos contratos firmados com as empresas do grupo da CEMIG, que regulam o acesso e ouso, pelas empresas, do seu sistema de distribuição, conforme detalhado na tabela abaixo:Tipo decontratoCCDContrato deConexão aoSistema deDistribuiçãoObjeto doContratoEstabelecimentodas condiçoes,procedimentos eesponsabilidadesque regulam acontratação doacesso aosistema dedistribuição daCEMIG DTotal mensalValormensal Empreendimento EmpresaCEMIGR$4.413,62UHE Funil GT/Consórcio FunilCEMIGCapimUHE Capim Branco 1R$1.286,12BrancoEnergiaCentralHidrelétricPCH Pai JoaquimR$2.824,32a PaiJoaquimCemigR$680,00 UHE Capim Branco IICapimBrancoEnergiaR$738,18PCH Machado HorizontesMineiro EnergiaCEMIGR$481,17 UHE Queimado GT/Consórcio CEBUsinasgeradorasCEMIG GTR$3.199,90da CEMIGGTCentralR$ 693,63TermelétricUTE Barreiroa deCogeraçãoR$14.316,94Data daContrataçãoPrazoReajustepreço1/11/2003 Concessão IGPM28/12/2005 Concessão IGPM18/3/2004 Concessão IGPM11/12/2006 5 anos IGPM1/1/2004 Concessão IGPM27/2/2004 Concessão IGPM1/1/2005 Concessão IGPM09/08/2006Anual comrenovaçãoautomátricaIGPMCUSDContrato deUso do Sistemade DistribuiçãoEstabelecimentodas condiçoes,procedimentos eesponsabilidadesque regulam acontratação doR$366.912,00R$15.359,52UHE FunilUHE Capim Branco 1CEMIGGTCEMIGGT1/11/2003 Concessão28/12/2005 ConcessãoResoluçãoANEELResoluçãoANEEL200

Tipo decontratoObjeto doContratouso do sistemade distribuiçãoda CEMIG DValormensal Empreendimento EmpresaCentralHidrelétricR$95.680,0 PCH Pai Joaquima Pai0JoaquimR$201.269,63PCH Capim Branco IICemigCapimBracnoEnergiaData daContrataçãoPrazo30/3/2003 Concessão11/12/2006 ConcessãoReajustepreçoResoluçãoANEELResoluçãoANEELR$12.688,00PCH MachadoMineiroHorizontesEnergia1/1/2004 ConcessãoResoluçãoANEELTotal mensalR$360.360,00R$3.564.749,76R$4.617.018,51UHE QueimadoCEMIG GTCEMIGGTUsinasgeradorasda CEMIGGT27/2/2004 Concessão1/1/2005 ConcessãoResoluçãoANEELResoluçãoANEELCCTContrato deConexão aoSistema deTransmissãoFonte: CompanhiaEstabelecimentodas condiçoes,procedimentos eesponsabilidadesque regulam acontratação doacesso aosistema detransmissão pelaCEMIG DTotal mensalR$1.548.567,10R$105.513,18R$1.654.080,28Sistema deTransmissãoSubestaçãoCEMIGGTCEMIGGT1/1/2005 Concessão1/1/2005 ConcessãoResoluçãoANEELResoluçãoANEEL201

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ANEXOSAta da Reunião do Conselho de Administração da Emissora, realizada em 30 de Agosto de 2007Ata da Reunião do Conselho de Administração da Emissora, realizada em 30 de Outubro de 2007Ata da Reunião do Conselho de Administração da Emissora, realizada em [•] de [•] de 2007Estatuto Social da CompanhiaEscritura de EmissãoPrimeiro Aditamento à Escritura de EmissãSúmula de Classificação de RiscoDeclaração da Companhia, nos termos do artigo 56 da Instrução CVM nº 400/03Declaração do Coordenador Líder, nos termos do artigo 56 da Instrução CVM nº 400/03Informações Anuais - IAN da Companhia relativas ao Exercício Social encerradoem 31 de dezembro de 2006203

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Ata da Reunião do Conselho de Administração da Emissora, realizada em 30 de Agosto de 2007205

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Ata da Reunião do Conselho de Administração da Emissora, realizada em 30 de Outubro de 2007211

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Ata da Reunião do Conselho de Administração da Emissora, realizada em [•] de [•] de 2007217

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219Estatuto Social da Companhia

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271Primeiro Aditamento à Escritura de Emissão

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273Súmula de Classificação de Risco

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Declaração da Companhia, nos termos do artigo 56 da Instrução CVM nº 400/03277

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Declaração do Coordenador Líder, nos termos do artigo 56 da Instrução CVM nº 400/03281

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Informações Anuais - IAN da Companhia relativas ao Exercício Social encerradoem 31 de dezembro de 2006285

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SERVIÇO PÚBLICO FEDERALCVM - COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOSDivulgação ExternaIAN - INFORMAÇÕES ANUAIS Data-Base - 31/12/2004Reapresentação EspontâneaO REGISTRO NA CVM NÃO IMPLICA QUALQUER APRECIAÇÃO SOBRE A COMPANHIA, SENDO OS SEUS ADMINISTRADORES RESPONSÁVEISPELA VERACIDADE DAS INFORMAÇÕES PRESTADAS.01.01 - IDENTIFICAÇÃO1 - Código CVM 2 - Denominação Social 3 - CNPJ 4 - Denominação Comercial02030-3 CEMIG DISTRIBUIÇÃO S.A. 06.981.118/0001-16 CEMIG DISTRIBUIÇÃO S.A.5 - Denominação Social Anterior 6 - NIRE 7 - SITE– 0623221360087 www.cemig.com.br01.02 - SEDE1 - Endereço Completo 2 - Bairro ou Distrito 3 - CEP 4 - Município 5 - UFAvenida Barbacena, 1.200 - 17º andar Santo Agostinho 30190-131 Belo Horizonte MG6 - DDD 7 - Telefone 8 - Telefone 9 - Telefone 10 - Telex31 3506-5024 – – 31112411 - DDD 12 - Fax 13 - Fax 14 - Fax 15 - E-mail31 3506-5025 – – ri@cemig.com.br01.03 - DEPARTAMENTO DE ACIONISTASATENDIMENTO NA EMPRESA1 - Nome 2 - Cargo 3 - Endereço Completo 4 - Bairro ou DistritoAgostinho Faria Cardoso Super. de Relações com Investidores Ab. Barbacena, 1.200 Santo Agostinho5 - CEP 6 - Município 7 - UF 8 - DDD 9 - Telefone 10 - Telefone 11 - Telefone30190-131 Belo Horizonte MG 31 3506-5024 – –12 - Telex 13 - DDD 14 - Fax 15 - Fax 16 - Fax 17 - E-mail– 31 3506-5025 – – ri@cemig.com.brAGENTE EMISSOR/INSTITUIÇÃO FINANCEIRA DEPOSITÁRIA18 - Nome 19 - Contato 20 - Endereço Completo 21 - Bairro ou Distrito– – – –22 - CEP 23 - Município 24 - UF 25 - DDD 26 - Telefone 27 - Telefone 28 - Telefone– – – – – – –29 - Telex 30 - DDD 31 - Fax 32 - Fax 33 - Fax 34 - E-mail– – – – – –01.04 - DIRETOR DE RELAÇÕES COM INVESTIDORES (Endereço para Correspondência com a Companhia)1 - Nome 2 - Endereço Completo 3 - Bairro ou DistritoLuiz Fernando Rolla Av. Barbacena, 1.200 Santo Agostinho4 - CEP 5 - Município 6 - UF 7 - DDD 8 - Telefone 9 - Telefone 10 - Telefone 11 - Telex30190-131 Belo Horizonte MG 31 3506-4903 – – 31112412 - DDD 13 - Fax 14 - Fax 15 - Fax 16 - E-mail31 3506-4969 – – irolla@cemig.com.br17 - Diretor Brasileiro 18 - CPF 18 - PassaporteSim 060.681.116-87 CO 23173501.05 - REFERÊNCIA/AUDITOR1 - Data de Início do Último Exercício Social 2 - Data de Término do Último 3 - Data de Início do 4 - Data de Término do ExercícioExercício Social Exercício Social em Curso Social em Curso01/01/2006 31/12/2006 01/01/2007 31/12/20075 - Nome/Razão Social do Auditor 6 - Código CVM 7 - Nome do Responsável Técnico 8 - CPF do Resp. TécnicoDeloitte Touche Tohmatsu 00385-9 Gilberto Grandolpho 007.585.878-9901.06 - CARACTERÍSTICAS DA EMPRESA1 - Bolsa de Valores onde Possui RegistroBVBAAL BVMESB BVPR BVRJ BVSTBVES BVPP BVRG X BOVESPA2 - Mercado de Negociação 3 - Tipo de Situação 4 - Código de Atividade 5 - Atividade Principal 6 - Ações Pref. com ClassesBolsa Operacional 1120 - Energia Elétrica Concessionária de Serviço Público de Energia Elétrica Não01.07 - CONTROLE ACIONÁRIO/VALORES MOBILIÁRIOS1 - Natureza do Controle AcionárioEstatal Holding2 - Valores Mobiliários Emitidos pela Cia.X Ações X Debêntures Simples Notas Promissórias (NP)Debêntures Conversíveis em Ações Bônus de Subscrição BDRAções Resgatáveis Certificado de Investimento Coletivo (CIC) X OutrosPartes Beneficiárias Certificado de Recebíveis Imobiliários (CRI) DescriçãoAções = Balcão não organizado; DebênturesSimples = Balcão Organizado (CETIP) e Bovespa.01.08 - PUBLICAÇÕES DE DOCUMENTOS1 - Aviso aos Acionistas sobre 2 - Ata da AGO que 3 - Convocação da AGO para 4 - Publicação dasDisponibilidade das DFs. aprovou as DFs. Aprovação das DFs. Demonstrações Financeiras10/03/2006 12/04/2006 06/06/2006 08/04/200601.09 - JORNAIS ONDE A CIA. DIVULGA INFORMAÇÕES1 - Item 2 - Título do Jornal 3 - UF01 Minas Gerais MG02 Gazeta Mercantil SP03 O Tempo MG01.10 - DIRETOR DE RELAÇÕES COM INVESTIDORES1 - Data 2 - Assinatura23/08/2007287

02.01.01 - COMPOSIÇÃO ATUAL DO CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO E DIRETORIANome do Data da Prazo do Tipo do Eleito pelo Cargo/Item Administrador CPF Eleição Mandato Administrador * Controlador Função Função01 DJALMA BASTOS DE MORAIS 006.633.526-49 27/04/2007 ATÉ 30/04/2010 3 SIM 31 Vice Pres. C.A. eDiretor Presidente02 WILSON NÉLIO BRUMER 049.142.366-72 27/04/2007 ATÉ 30/04/2010 2 SIM 22 Conselho deAdministração (Efetivo)03 FRANCELINO PEREIRA SANTOS 000.115.841-49 27/04/2007 ATÉ 30/04/2010 2 SIM 22 Conselho deAdministração (Efetivo)04 ANTÔNIO ADRIANO SILVA 056.346.956-00 27/04/2007 ATÉ 30/04/2010 2 SIM 22 Conselho deAdministração (Efetivo)05 LAURO SÉRGIO VASCONCELOS DAVID 603.695.316-04 27/04/2007 ATÉ 30/04/2010 2 SIM 23 Conselho deAdministração (Suplente)06 WILTON DE MEDEIROS DAHER 003.534.344-34 27/04/2007 ATÉ 30/04/2010 2 SIM 22 Conselho deAdministração (Efetivo)07 HAROLDO GUIMARÃES BRASIL 555.424.416-53 27/04/2007 ATÉ 30/04/2010 2 SIM 22 Conselho deAdministração (Efetivo)08 CARLOS AUGUSTO LEITE BRANDÃO 270.396.506-06 27/04/2007 ATÉ 30/04/2010 2 SIM 22 Conselho deAdministração (Efetivo)09 ANDREA PAULA FERNANDES PANSA 098.222.028-65 27/04/2007 ATÉ 30/04/2010 2 SIM 22 Conselho deAdministração (Efetivo)10 MARIA ESTELA KUBITSCHEK LOPES 092.504.987-56 27/04/2007 ATÉ 30/04/2010 2 SIM 22 Conselho deAdministração (Efetivo)11 ALEXANDRE HERINGER LISBOA 222.275.206-04 27/04/2007 ATÉ 30/04/2010 2 SIM 22 Conselho deAdministração (Efetivo)12 JOSÉ CARLOS DE MATTOS 070.853.896-72 27/04/2007 ATÉ 30/04/2010 1 19 DIRETOR DE DESENV. DENOVOS NEGÓCIOS13 LUIZ FERNANDO ROLLA 195.805.686-34 27/04/2007 ATÉ 30/04/2010 1 19 DIRETOR DE FIN.PART. EDE REL. C/ INVEST14 MARCO ANTONIO RODRIGUES DA CUNHA 292.581.976-15 27/04/2007 ATÉ 30/04/2010 1 19 DIRETOR DE GESTÃOEMPRESARIAL15 JOSÉ MARIA DE MACEDO 002.033.351-04 27/04/2007 ATÉ 30/04/2010 1 19 DIRETOR DISTRIBUIÇÃOE COMERCIALIZAÇÃO16 FERNANDO HENRIQUE SCHUFFNER NETO 320.008.396-49 27/04/2007 ATÉ 30/04/2010 1 19 DIRETOR SEM DESIGNA-ÇÃO ESPECÍFICA17 NOHAD TOUFC HARATI 145.220.778-07 22/06/2007 ATÉ 30/04/2010 2 SIM 23 Conselho deAdministração (Suplente)18 AÉCIO FERREIRA DA CUNHA 000.261.231-34 27/04/2007 ATÉ 30/04/2010 2 SIM 22 Conselho deAdministração (Efetivo)19 JOSÉ AUGUSTO PIMENTEL PESSÔA 001.303.706-49 27/04/2007 ATÉ 30/04/2010 2 SIM 22 Conselho deAdministração (Efetivo)20 MARCIO ARAÚJO DE LACERDA 131.734.726-91 22/06/2007 ATÉ 30/04/2010 2 SIM 20 Presidente do Conselhode Administração21 FRANCISCO DE ASSIS SOARES 131.106.916-04 22/06/2007 ATÉ 30/04/2010 2 SIM 23 Conselho deAdministração (Suplente)22 LUIZ ANTÔNIO ATHAYDE VASCONCELOS 194.921.896-15 27/04/2007 ATÉ 30/04/2010 2 SIM 23 Conselho deAdministração (Suplente)23 EDUARDO LERY VIEIRA 079.802.996-04 27/04/2007 ATÉ 30/04/2010 2 SIM 23 Conselho deAdministração (Suplente)24 FRANKLIN MOREIRA GONÇALVES 754.988.556-72 27/04/2007 ATÉ 30/04/2010 2 SIM 23 Conselho deAdministração (Suplente)25 MARCO ANTÔNIO RODRIGUES DA CUNHA 292.581.976-15 27/04/2007 ATÉ 30/04/2010 2 SIM 23 Conselho deAdministração (Suplente)26 FERNANDO HENRIQUE SCHUFFNER NETO’ 320.008.396-49 22/06/2007 ATÉ 30/04/2010 2 SIM 23 Conselho deAdministração (Suplente)27 GUILHERME HORTA GONÇALVES JÚNIOR 266.078.757-34 27/04/2007 ATÉ 30/04/2010 2 SIM 23 Conselho deAdministração (Suplente)29 EDUARDO LEITE HOFFMANN 016.941.148-64 27/04/2007 ATÉ 30/04/2010 2 SIM 23 Conselho deAdministração (Suplente)30 ANDREA LEANDRO SILVA 165.779.628-04 27/04/2007 ATÉ 30/04/2010 2 SIM 23 Conselho deAdministração (Suplente)31 MARIA AMÁLIA DELFIM DE MELO COUTRIM 654.298.507-72 27/04/2007 ATÉ 30/04/2010 2 SIM 23 Conselho de Administração(Suplente)32 EVANDRO VEIGA NEGRÃO DE LIMA 000.761.126-91 27/04/2007 ATÉ 30/04/2010 2 SIM 22 Conselho deAdministração (Efetivo)33 ANTÔNIO RENATO DO NASCIMENTO 337.328.178-49 27/04/2007 ATÉ 30/04/2010 2 SIM 23 Conselho deAdministração (Suplente)34 BERNADO AFONSO SALOMÃO ALVARENGA 154.691.316-53 27/04/2007 ATÉ 30/04/2010 1 19 DIRETOR COMERCIAL* CÓDIGO: 1 - Pertence apenas à Diretoria;2 - Pertence apenas ao Conselho de Administração;3 - Pertence à Diretoria e ao Conselho de Administração.288

02.01.02 - COMPOSIÇÃO ATUAL DO CONSELHO DE FISCAL1- Conselho Fiscal Instalado 2- PermanenteSIMSIMNome do Data da Prazo do Cargo/Item Conselheiro CPF Eleição Mandato Função Função01 LUIZ GUARITÁ NETO 289.118.816-00 27/04/2007 ATÉ 30/04/2008 43 C.F.(EFETIVO)ELEITO P/CONTROLADOR02 ARISTÓTELES LUIZ M.VASCONCELLOS DRUMMOND 026.939.257-20 27/04/2007 ATÉ 30/04/2008 40 PRES. C.F.ELEITO P/CONTROLADOR03 LUIZ OTÁVIO NUNES WEST 146.745.485-00 27/04/2007 ATÉ 30/04/2008 43 C.F.(EFETIVO)ELEITO P/CONTROLADOR04 LEONARDO GUIMARÃES PINTO 082.887.307-01 27/04/2007 ATÉ 30/04/2008 46 C.F.(SUPLENT)ELEITO P/CONTROLADOR05 THALES DE SOUZA RAMOS FILHO 003.734.436-68 27/04/2007 ATÉ 30/04/2008 43 C.F.(EFETIVO)ELEITO P/CONTROLADOR06 RONALD GASTÃO ANDRADE REIS 007.237.036-04 27/04/2007 ATÉ 30/04/2008 46 C.F.(SUPLENT)ELEITO P/CONTROLADOR07 MARCUS EOLO DE LAMOUNIER BICALHO 001.909.696-87 27/04/2007 ATÉ 30/04/2008 46 C.F.(SUPLENT)ELEITO P/CONTROLADOR08 CELENE CARVALHO DE JESUS 113.674.231-04 27/04/2007 ATÉ 30/04/2008 43 C.F.(EFETIVO)ELEITO P/CONTROLADOR09 ARI BARCELOS DA SILVA 006.124.137-72 27/04/2007 ATÉ 30/04/2008 46 C.F.(SUPLENT)ELEITO P/CONTROLADOR10 ALIOMAR SILVA LIMA 131.654.456-72 27/04/2007 ATÉ 30/04/2008 46 C.F.(SUPLENT)ELEITO P/CONTROLADOR02.02 - EXPERIÊNCIA PROFISSIONAL E FORMAÇÃO ACADÊMICA DE CADA CONSELHEIRO(ADMINISTRAÇÃO E FISCAL) E DIRETORDjalma Bastos de Morais – O Sr. Morais nasceu em 16/03/1937. É formado em engenharia pelo InstitutoMilitar de Engenharia, tendo concluído estudos de pós-graduação em telefonia e informática no mesmoinstituto. De 1995 a 1998, foi Vice-presidente da Petrobras Distribuidora S.A., a empresa de petróleo brasileira.De 1993 a 1994, exerceu o cargo de Ministro das Comunicações do Brasil. Ocupou também vários outroscargos, como diretor presidente da Telecomunicações de Minas Gerais S.A. -Telemig; gerente daTelecomunicações Brasileiras S.A. -Telebrás; diretor de operações da Telecomunicações de Mato Grosso -Telemat; diretor de operações da Telecomunicações do Amazonas -Telemazon; e gerente da TelefônicaMunicipal S.A. -Telemusa.Luiz Fernando Rolla: O Sr. Rolla é brasileiro, casado, residente e domiciliado em Belo Horizonte-MG, portadorda Carteira de Identidade nº MG-1389219 expedida pela Secretaria de Segurança Pública de Minas Gerais edo CPF nº 195.805.686-34 Formou-se em Engenharia Elétrica pela Universidade Federal de Minas Gerais –UFMG, em 1974.Iniciou sua carreira na Cemig em 1974 e ocupou os seguintes cargos: Superintendente de Programação eControle Financeiro sendo responsável pela coordenação de planejamento de longo prazo, controleorçamentário, análise de custos e “project finance”.Últimos Cargos / Funções de destaque: Superintendente de Relações com Investidores, sendo responsável pelaimplantação dos programas de ADR nível I e II na New York Stock Exchange e Nível I de Governança naBovespa. Foi eleito o Melhor Profissional de RI pela Associação dos Analistas por diversos anos e pelosProfissionais de Investimento do Mercado de Capitais – Apimec e, ainda, pela IR Magazine (2006).José Carlos de Mattos: O Sr. Mattos nasceu em 16 de junho de 1946, é brasileiro, casado residente edomiciliado em Belo Horizonte-MG, portador da Carteira de Identidade nº CI M-170323- expedida pelaSecretaria de Segurança Pública de Minas Gerais e do CPF nº 070.853.896-72. É professor com licenciaturaplena em Língua Portuguesa.Na sua vida profissional ocupou os seguintes cargos: Superintendente Regional da Caixa Econômica Federal emMinas Gerais, em São Paulo e no Rio de Janeiro, Diretor do Banco Interamericano de Poupança e Empréstimo– Biape, Vice-Presidente do Banco do Estado de Minas Gerais – Bemge, Diretor Financeiro da Caixa EconômicaFederal.Obteve os seguintes destaques em suas funções:: Diretor Financeiro da Companhia de Desenvolvimento deMinas Gerais – Codemig, Diretor-Presidente da Fundação de Seguridade Social de Minas Gerais – Previminas.289

Bernardo Afonso Salomão de Alvarenga: O Sr. Afonso nasceu em 23/12/1951. Graduou-se em EngenhariaElétrica pela UFMG em 1978. Cursou Master on Business Administration – MBA – Gestão Empresarial, pelaFundação Getúlio Vargas em 200/2001. Participou de inúmeros cursos internos à CEMIG relativos aodesenvolvimento individual e gerencial. Externos à CEMIG participou de cursos de sistema elétrico de potência,telefonia, tecnologia de informação e negociação, destacando-se:• Distributech 2002 – Miami – Flórida – USA• Visitas a empresas de energia na Inglaterra, Áustria, Bélgica, Espanha e Portugal (2005).Foi professor no INETC, CEFET, PITÁGORAS, POLIMIG, UTRAMIG e Seno (1973 a 1982). No âmbito da CEMIG,iniciou suas atividades em 1980 com Engenheiro da Divisão Comercial Operacional.Atualmente é DiretorComercial.José Maria de Macedo – O Sr. Macedo nasceu no dia 25 de outubro de 1940. Formou-se em EngenhariaElétrica na Universidade Federal de Minas Gerais em 1967 e completou diversos cursos de especialização emeletricidade e administração. Na Cemig: Engenheiro chefe do Núcleo de Produção e Transmissão (1970/1973),Engenheiro Assistente do Departamento de Sistemas Regionais (1973), Engenheiro Chefe do Sistema RegionalOeste em Divinópolis (1973/1986), Engenheiro Chefe da Assessoria de Coordenação dos Sistemas Regionais(1986/1990), Engenheiro Assistente para a coordenação da Gestão de Produção e Transmissão da Diretoria deProdução e Transmissão (1990/1992), Engenheiro Titular da Assessoria Especial de Planejamento e Gestão daDiretoria de Produção e Transmissão (1992).Últimos Cargos / Funções de destaque:Superintendente de Transmissão da Companhia Energética de Minas Gerais – Cemig (1992/1994), Presidenteda Cooperativa de Prestação de Serviços de Engenharia Ltda – UNIENGE.Marco Antonio Rodrigues da Cunha: O Sr. Cunha é brasileiro, casado, engenheiro, residente e domiciliadoem Belo Horizonte-MG, portador da Carteira de Identidade nº M-281574- expedida pela Secretaria deSegurança Pública de Minas Gerais e do CPF nº 292.581.976-15É formado em engenharia civil pela Universidade Federal de Minas Gerais – UFMG e engenharia econômica pelaFundação Dom Cabral e MBA pelo IBMEC. Trabalha no Banco de Desenvolvimento de Minas Gerais – BDMGdesde 1978.Na sua vida profissional ocupou os seguintes cargos: Presidente da Associação dos Funcionários do BDMG(1988/1990), Presidente da Federação Nacional das Associações e Conselhos de Representantes de BancosOficiais (1988/1990), Gerente de Divisão Financeira do BDMG (1988/1991).Últimos Cargos / Funções de destaque: Presidente da Companhia de Armazéns e Silos do Estado de MinasGerais – Casemg (1991/1995), Presidente do Instituto de Desenvolvimento Integrado de Minas Gerais – Indi(1995/1999), Secretário de Estado da Agricultura de Minas Gerais (2006).Fernando Henrique Schuffner Neto: O Sr. Schuffner nasceu em 03 de janeiro de 1960, é brasileiro, casado,residente e domiciliado em Belo Horizonte-MG, portador da Carteira de Identidade nº M-1311632, expedidapela Secretaria de Segurança Pública de Minas Gerais e do CPF nº 320.008.396-49. Graduou-se em EngenhariaElétrica em 1982 na Pontifícia Universidade Católica de Minas Gerais (PUC-MG).É funcionário da CEMIG tendo exercido os seguintes cargos: Gerente Regional de Teófilo Otoni,Superintendente da Coordenação de Planejamento e Gestão da Distribuição, Superintendente de Coordenação,Planejamento e Expansão da Distribuição, Superintendente de Planejamento da Expansão da Distribuição eMercado.Obteve os seguintes destaques em suas funções: Superintendente da Coordenação Executiva do Programa Luzpara Todos da Companhia Energética de Minas Gerais – Cemig (2004/2006), Membro do Conselho deAdministração da Cemig (2002/2004), Presidente do Clube de Investimentos dos Empregados da Cemig – Clic(2002/2005).Marcio Araújo de Lacerda - O Sr. Lacerda nasceu em 22/01/46. Graduou-se em Administração de Empresaspela Faculdade de Ciências Econômicas da Universidade Federal do Estado de Minas Gerais em julho de 1977.Sua experiência profissional é a seguinte:• Secretário Executivo do Ministério da Integração Nacional, de janeiro de 2003 a julho de 2005;• Presidente do Conselho de Desenvolvimento Regional da Federação das Indústrias do Estado de MinasGerais;• Fundador da Construtel Projetos e Construções Ltda – Empresa integradora de sistemas detelecomunicações;• Fundador da Partcon Administração e Participações Ltda -;• Fundador da Batik Equipamentos – Empresa fabricante e distribuidora de equipamentos de telefonia;• Diretor da Tele-América S/A – Engenharia de Telecomunicações.290

Como conselheiro fiscal atuou no Centro das Indústrias do Estado de Minas Gerais, Sindicato das Indústrias deAparelhos Elétricos, Eletrônicos e Similares de Minas Gerais.Possui larga experiência em Conselhos de Administração de empresas atuando, ainda, como Gestor e membroefetivo. Publicou diversos artigos dentro do âmbito econômico financeiro podendo ser destacado “BalançaComercial: Fator Decisivo para o Setor de Telecomunicações no Brasil – Revista Telebrasil – Edição 145 –Setembro/Outubro 2000”.Representou o Governo do Estado de Minas Gerais em trabalhos na Korea, Portugal e Chile.Foi eleito pela Assembléia Geral Extraordinária da CEMIG realizada dia 22/06/2007 como Presidente doConselho de Administração da Companhia.Francelino Pereira dos Santos – O Sr. Santos nasceu em 02/07/1921. Formou-se em direito na UniversidadeFederal de Minas Gerais, em 1949. Foi senador de Minas Gerais, de 1995 a 2002 e governador de Minas Geraisde 1979 a 1983. Foi também deputado federal por quatro mandatos sucessivos de 1963 a 1979 e vereador dacidade Belo Horizonte de 1951 a 1954. De 1961 a 1966 foi Chefe de Gabinete do Secretário do Estado de MinasGerais de Assuntos Internos e da Justiça, Chefe do Departamento de Administração Geral do Estado de MinasGerais e Conselheiro Chefe de Assuntos Municipais do Gabinete do Governador. De 1985 a 1990 foi vicepresidenteda administração do Banco do Brasil S.A. e diretor presidente da Acesita, de outubro de 1983 aagosto de 1984. Foi também professor e diretor da Escola Municipal de 2º Grau de Contabilidade em BeloHorizonte de 1955 a 1959.Antônio Adriano Silva – O Sr. Silva nasceu em 02/03/1944. É formado em administração de empresas comespecialização em marketing. Trabalhou para várias empresas privadas, entre elas Mesbla S.A., EmpresaBrasileira de Varejo S.A. - Embrava, Agência Jornalística Imagem, Associação Comercial de Minas, Asa Criaçãode Publicidade e Coteminas.Wilson Nélio Brumer – O Sr. Brumer nasceu em 10/09/1948. Formou-se em administração de empresas pelaFaculdade de Economia, Administração e Contabilidade – FUMEC – BH em 1975 e completou diversos cursosde administração financeira, planejamento e desenvolvimento gerencial no Brasil e no exterior. Foi Secretáriodo Desenvolvimento Econômico do Estado de Minas Gerais de 2003 a 2007. É conselheiro da Valepar S.A. desdejaneiro de 2001. Foi presidente do conselho das seguintes empresas: BHP Billiton Brasil, de novembro de 1998a dezembro de 2002; Grupo Paranapanema, de fevereiro de 1996 a outubro de 1998; Aço Minas Gerais –Açominas, de maio de 1995 a junho de 1997; Eletrometal Metais Especiais S.A., de 1994 a 1996; Brasifco S.A.,de 1993 a 1996; Rio Doce Finance Ltd. – RDF, de 1990 a 1992; Itabira International Company Ltd. – ITACO,de 1990 a 1992; e Navegação Rio Doce S.A. – DOCENAVE de 1990 a 1991. Foi vice-presidente do Conselho deAdministração das seguintes companhias: Acesita, de novembro de 1992 a outubro de 1998; Acesita EnergéticaS.A., de 1992 a 1996; Forjas Acesita S.A., de 1992 a 1996; CVRD, de 1990 a 1992, e Grupo Villares, que incluias Indústrias Villares, Aços Villares S.A. e Elevadores Atlas S.A., de fevereiro de 1995 a outubro de 1998. Foiconselheiro da: Companhia Siderúrgica de Tubarão – CST, de julho de 1996 a abril de 1999; Varig de novembrode 1994 a fevereiro de 1996; Usiminas, de outubro de 1991 a novembro de 1992; Companhia SiderúrgicaTubarão, de agosto de 1992 a novembro de 1992; Rio Doce Geologia e Mineração S.A. – DOCEGEO, de 1998a 1990; Florestas Rio Doce S.A., de 1988 a 1990; e Ferritas Magnéticas S.A. - FERMAG, de 1984 a 1986. O Sr.Brumer foi também diretor presidente da Acesita, de novembro de 1992 a outubro de 1998; CompanhiaSiderúrgica de Tubarão, de julho de 1996 a abril de 1999; CVRD, de abril de 1990 a novembro de 1992; AcesitaEnergética S.A., de 1992 a 1993; e Forjas Acesita S.A., de 1992 a 1993. Foi diretor financeiro da CVRD, defevereiro de 1988 a abril de 1990. Fez parte também do conselho fiscal de Navegação Rio Doce S.A. –DOCENAVE, de 1983 a 1987 (presidente); Urucum Mineração S.A., de 1983 a 1984; e Fundação Vale do RioDoce de Seguridade Social – VALIA, de 1982 a 1983. Foi também presidente do Instituto Brasileiro deSiderúrgicas de agosto de 1997 a maio de 1999, presidente do Conselho de Política Industrial da Federação dasIndústrias de Minas Gerais, de 1994 a 1999, presidente do comitê financeiro da Valesul Alumínio S.A., de 1984a 1988, diretor executivo da Associação Brasileira de Comércio Exterior – AEB, de 1994 a 1997, e membro dediversos conselhos e comitês.Maria Estela Kubitschek Lopes – A Sra. Lopes nasceu em 10/12/1942. Formou-se em arquitetura e édecoradora de interiores e empresária. É sócia gerente da DF Consultores Ltda. e da Santa Júlia Importação,Exportação e Participações. É também conselheira do presidente da Fundação Municipal de Teatro da Cidadedo Rio de Janeiro, e do presidente dos Amigos do Estado do Rio de Janeiro – AME-RIO, e do presidente doconselho da Casa Santa Ignez (uma entidade filantrópica responsável pela nutrição e educação de crianças ede famílias de baixa renda no bairro da Rocinha no Rio de Janeiro). Foi uma das fundadoras do Memorial JK,uma organização fundada em memória de Juscelino Kubitschek de Oliveira (ex-presidente do Brasil), e exerceuo cargo de vice-presidente de setembro de 1981 a maio de 2000, e como presidente executiva desde outubro291

de 2000. Foi também presidente do conselho do Instituto Cultural Cesgranrio, vice-presidente do conselho doBanco da Mulher, presidente de Instituições Beneficentes do Estado do Rio de Janeiro e membro do conselhoda Casa das Palmeiras, um instituto cultural. Recebeu diversas honras ao mérito cultural e social.Alexandre Heringer Lisboa – O Sr. Lisboa nasceu em 20/09/1955. Formou-se em engenharia no InstitutoPolitécnico da Pontifícia Universidade Católica de Minas Gerais e recebeu o grau de mestre em engenhariamecânica, com ênfase em energia solar, da Universidade Federal da Paraíba, na cidade de João Pessoa (Estadoda Paraíba). Recebeu também treinamento especializado em usina eólica na Deutsches Windenergie – InstitutDEWI e da Summer School on Wind Energy Technology na Universidade de Oldenburg, na Alemanha. Trabalhacomo engenheiro da CEMIG desde maio de 1985 e é um conselheiro do Sindieletro, assim como conselheiro doConselho Regional de Engenharia e Arquitetura. Foi suplente do conselho de administração da CEMIG de janeirode 1999 a dezembro de 2000. Foi pesquisador e consultor do Centro da Fundação Tecnológica de Minas Gerais– CETEC, de novembro de 1983 a abril de 1985. De janeiro de 1977 a maio de 1979, foi estagiário na Usiminas,Companhia Siderúrgica Belgo-Mineira e Delle Alstom S.A. – DASA.Aécio Ferreira da Cunha – O Sr. Aécio nasceu em 04/05/1927. Formou-se como Bacharel em CiênciasJurídicas e Sociais pela Faculdade Nacional de Direito da Universidade do Brasil, no Rio de Janeiro, em 1951.Foi diplomado pela Escola Superior de Guerra em 1973. Chefe do Gabinete da Secretaria de Agricultura,Indústria, Comércio e Trabalho de Minas Gerais. Foi eleito Deputado Estadual, por duas legislaturas, no períodocompreendido de 1955 a 1962. Foi eleito Deputado Federal, por seis legislaturas, no período de 1963 a1987.Foi presidente do Conselho de Administração do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social em1993. Atualmente faz parte do Conselho de Administração de Furnas Centrais Elétricas onde ingressou, em1993. Em 1988 foi nomeado Ministro do Tribunal de Contas da União, após a aprovação do seu nome peloSenado Federal, mas, invocando razões de ordem pessoal, desistiu do caro às vésperas da posso. Hoje éempresário do setor agropecuário do norte do Estado de Minas Gerais.Carlos Augusto Leite Brandão. O Sr. Brandão nasceu em 03/01/1956. Graduou-se em Engenharia Elétricapela Universidade Federal de Minas Gerais no ano de 1978, com pós-graduação em Engenharia Econômica pelaFundação Dom Cabral concluindo o curso em 1980. Em 2000 cursou MBA em Finanças pelo IBMEC. Atualmenteé Diretor de Coordenação Empresarial da AES Eletropaulo, respondendo pelas ações regulatórias, institucionaise de coordenação gerencial das empresas do grupo no Brasil. Cumulativamente, preside o Conselho Fiscal doMAE – Mercado Atacadista de Energia. Foi membro do Comitê Executivo de Mercado do MAE e é membro doConselho de Administração e Diretor da ASMAE. É Membro do IEEE – The Institute of Electrical Engineers, Inc.-desde 1980 e Membro Sênior desde 1990. Foi presidente das Seções Rio de Janeiro (90-92) e Minas Gerais (doqual é fundador de 93 a 96), presidente do Conselho Brasil (99-01), é Membro do Conselho Editorial da PowerComputer Society, ocupou diversos cargos na Power Engineering Society e único representante estrangeiro aocupar cargo no United States Activities Board, com sede em Washington. Ex-professor do Instituto CulturalBrasil Estados Unidos, do Centro de Computação da Universidade Federal de Minas Gerais, de vários cursos daEletrobrás e PUC-MG, tem mais de 50 trabalhos publicados no Brasil e exterior, tendo publicado livro e CD-ROMem conjunto com Fundação João Pinheiro sobre Modelos do Setor Elétrico em 1995. Coordenou o curso deRegulamentação do Setor Elétrico promovido pela Fundação João Pinheiro em 1997, primeiro curso do gênerono Brasil.Iniciou sua carreira na CEMIG em 15/03/1979, onde trabalhou durante 25 anos. Atuou comoengenheiro, Gerente da Divisão de Engenharia de Operação e Manutenção, Gerente do Departamento deOperação e Manutenção, Gerente do Depto. de Planejamento e Automação, Consultor de Comercialização deGrandes Clientes, Gerente do Departamento de Transmissão. Hoje atua na Companhia como Assessor da Vice-Presidência e Consultor da Diretoria Financeira.Andréa Paula Fernandes Pansa – O Sra. Andréa Paula Fernandes Pansa nasceu em 19/10/1969. É formadaem Administração de Empresas pela FIRP- Faculdades Integradas Rio-Pretense, tendo concluído o curso em1992, com pós-graduação pela Fundação Getúlio Vargas – FGV no ano de 1995. Foi aluna do Extension BusinessCourse pela Universidade de Berkeley em 1996, e realizou o “Banking Extension Course” - GVPEC pelaFundação Getúlio Vargas no ano de 1998. Fez MBA em Finanças pelo Instituto Brasileiro de Mercado de Capitais– IBMEC com conclusão no ano de 2001. É Diretora da Southern Electric Brasil Participações, uma empresa doGrupo AES. Desde 2000 atua na AES Eletropaulo Metropolitana. Durante sua carreira na AES, atuou comoGerente de Coordenação Empresarial, Analista Financeira e de Relações com Investidores. Membro do InstitutoBrasileiro de Governança Corporativa (IBGC), em São Paulo.José Augusto Pimentel Pessôa. O Sr. Pimentel nasceu em 27/05/1937. Engenheiro Civil pela UniversidadeFederal de Minas Gerais – UFMG (1961) com curso de especialização em hidráulica e saneamento. Atuou comochefe do escritório de obras da REDUC, pela Tenenge (62-63), engenheiro autônomo (63-64), engenheiro da292

CEMIG (64-74), onde atuou nas áreas de construção de linhas de transmissão e engenheiro de reconhecimentode campo de locais barráveis, responsável pelo setor de estruturas da usina de Jaguara. Foi chefe dodepartamento de Estudos e Projetos da ELETRONORTE – Centrais Elétricas do Norte do Brasil S/A (74-78) ediretor da ENGEVIX (78-94), sendo consultor independente desde 1994. Foi Diretor do Sindicato Nacional dasEmpresas de Arquitetura e Engenharia Consultiva (94), Diretor Administrativo e Diretor da Área de Energia daAMEC- Associação Mineira das Empresas de Engenharia Consultiva. Atualmente é Engenheiro Consultor. (92),Membro e Conselheiro do Comitê Brasileiro de Grandes Barragens (77-96) e Coordenador do GTCN- Grupo deTrabalho para Custos do Norte (77).Haroldo Guimarães Brasil: O Sr. Guimarães nasceu em 13 de julho de 1962. Formou-se em engenhariaelétrica pela PUC de Minas Gerais, e obteve doutorado em economia pela Universidade Federal do Rio deJaneiro em 1997. Obteve Mestrado em Administração de Empresas pela Universidade Federal de Minas Geraisem 1991, e concluiu o Curso de Graduação Técnica do Banco Central (São Paulo, 1994), bem como estudos depós-graduação em Políticas Públicas pela ENAP de Brasília (1990), e especialização em engenharia econômicapela Fundação Dom Cabral em 1986. É Diretor da Strategor Ltda - Consultoria e Treinamento, Consultor daFundação de Desenvolvimento de Administração, Professor do Curso de Mestrado em Administração deEmpresas da Fundação Pedro Leopoldo, Professor do IBMEC Educacional S.A. e professor convidado doPrograma de Mestrado em Administração de Empresas da Universidade Federal de Minas Gerais.Wilton de Medeiros Daher: O Sr Medeiros nasceu em 05 de fevereiro de 1945, em Natal (RN), é casado,economista, residente e domiciliado em Fortaleza (CE), portador da Carteira de Identidade 823.372, expedidapela Secretaria de Segurança Pública do Distrito Federal – DF e do CPF nº 003.534.355-34. É graduado emCiências Econômicas (1972 -UERN) e Administração de Empresas (1975 - UERN. CRA/CE-PI, nº 4759). É pósgraduadoem Comércio Exterior, Latu Sensu, (1984 – UDF) e BB/MBA – Management Business Administration,pela Faculdade de Economia, Administração e Contabilidade da Universidade de São Paulo – FEA/USP – 1994.Concluiu o seu curso de Mestrado em Administração (com concentração em negócios internacionais) pelaUniversidade de Fortaleza (UNIFOR) – 2005 (Dissertação defendida em 22 JUN 2005). Suas principaisatividades acadêmicas foram as seguintes:• Palestras Proferidas: “A Influência da Ética e da Responsabilidade Social na Reputação Corporativa”, noAuditório da Bolsa Regional de Valores, em 19 NOV 2004;• “Aspecto Histórico da Globalização Econômica”- Universidade Federal do Ceará, em 06 AGO 2004.• “Governança Corporativa: Panacéia para os males da empresa?” para alunos do Mestrado em Controladoriada Universidade Federal do Ceará (UFC), em 24 MAR 2006• Professor de Matemática Comercial e Financeira na Universidade Estadual Vale do Acaraú – 2005/2006Como trajetória profissional no Banco do Brasil, o Sr. Medeiros foi Assessor da Presidência para assuntos daÁrea Internacional – 1979/1985, Gerente adjunto da Agência em Lisboa (Portugal) – 1986, Gerente Interino daAgência na cidade de Porto (Portugal) – 1987, Superintendente Estadual Adjunto no Ceará – 1988/1992,Superintendente Estadual no Ceará – 1992/1995.Em sua vivência empresarial o Sr. Medeiros foi Diretor Executivo da Intercredit Fomento Mercantil Ltda, Exmembrotitular do Conselho Fiscal da Neoenergia S.A.(ex-Guaraniana S.A.), controladora de seis empresas dosetor elétrico, com atuação no RN, PE e BA, representando a PREVI, Membro titular do Conselho Fiscal daDURATEX S.A., pertencente ao Grupo Econômico ITAÚSA, representando a PREVI – 2004/2006, Membro doInstituto Brasileiro de Governança Corporativa (IBGC), em São Paulo, Vice-presidente da Federação dasAssociações do Comércio, Indústria, Serviços e Agropecuária do Ceará (FACIC) - 2006/2009.Evandro Veiga Negrão de Lima: O Sr Veiga nasceu em 1 de julho de 1939, é brasileiro, casado, residentee domiciliado em Belo Horizonte – MG, portador da Carteira de Identidade nº M 1342795 expedida pelaSecretaria de Segurança Pública de Minas Gerais e do CPF nº 000761126-91. Graduou-se em Medicina em 1964pela Faculdade de Medicina da UFMG com especialização em Psiquiatria sendo monitor da Cadeira de MedicinaLegal pela citada Faculdade. Como experiência profissional, o Sr. Veiga participou de congressos em Miami, Riode Janeiro, Recife e Belo Horizonte. Fez estágios nas Universidades do Colorado, Denver. Obteve treinamentono Hospital Psiquiátrico Estadual do Colorado, em Pueblo, Estados Unidos. É professor assistente na Faculdadede Medicina da UFMG e médico do Instituto de Previdência dos Servidores do Estado de Minas Gerais. FoiDiretor da Associação Comercial de Minas Gerais, vice-presidente do CDEI – Clube dos Dirigentes de EmpresasImobiliárias, vice-Presidente do América Futebol Cube, Diretor da Cobraço – Comercial Brasileira de Aço, Diretorda Cobrafer – Comercial Brasileira de Ferro. Atualmente, exerce as funções de Presidente da Sancruza –Companhia de Engenharia, Agricultura e Urbanização, Presidente do Pampulha Iate Clube, desde 2002, Sócioproprietário da NL Construções e Incorporações Ltda, LL Administradora de Imóveis e proprietário da Veiga eLima Administradora de Imóveis.293

Luiz Antônio Athayde Vasconcelos: O Sr. Vasconcelos nasceu em 14/01/1954, é brasileiro, casado,economista, residente e domiciliado em Belo Horizonte - MG, portador da Carteira de Identidade nº M - 4355,expedida pela Secretaria de Segurança Pública de Minas Gerais - MG e do CPF nº 194921896-15. É formadoem ciências econômicas pela Pontifícia Universidade Católica de Minas Gerais – PUC-MG, com especializaçãoem Administração Financeira pela Fundação João Pinheiro.Eduardo Lery Vieira: O Sr. Vieira nasceu em 03/02/1950, é brasileiro, casado, engenheiro, residente edomiciliado em Belo Horizonte - MG, portador da Carteira de Identidade nº M - 975155, expedida pelaSecretaria de Segurança Pública de Minas Gerais - MG e do CPF nº 079802996-04. É formado em engenhariamecânica pela Pontifícia Universidade Católica de Minas Gerais – PUC-MG e MBA pelo IBMEC. Exerceu aGerência do Departamento de Indústrias de Transformação do Banco de Desenvolvimento de Minas Gerais –BDMG desde 1976.Franklin Moreira Gonçalves: O Sr. Gonçalves nasceu em 12/10/1970, é brasileiro, casado, tecnólogo,residente e domiciliado em Belo Horizonte - MG, portador da Carteira de Identidade nº M - 5540831, expedidapela Secretaria de Segurança Pública de Minas Gerais - MG e do CPF nº 754988556-72. É formado emprocessamento de dados pelo Unicentro Newton Paiva.Guilherme Horta Gonçalves Júnior: O Sr. Gonçalves Júnior nasceu em 07/08/1952, é brasileiro, solteiro,economista, residente e domiciliado em Belo Horizonte - MG, portador da Carteira de Identidade nº M –1622046, expedida pela Secretaria de Segurança Pública de Minas Gerais - MG e do CPF nº 266078757-34. Éformado em ciências econômicas pela Faculdade de Economia do Instituto Bennet de Ensino - RJ e pósgraduação pela Fundação Getúlio Vargas- FGV.Andréa Leandro Silva: A Sra. Leandro Silva nasceu em 15/10/1974, é brasileiro, solteira, advogada, residentee domiciliado em São Paulo - SP, portador da Carteira de Identidade nº M 24.481.467-1 expedida pelaSecretaria de Segurança Pública do Estado de São Paulo - SP e do CPF nº 165779628-04. É formada em direitopela Universidade Paulista. Trabalha na AES Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo - SP.Antônio Renato do Nascimento: O Sr. Nascimento nasceu em 16/02/1944, é brasileiro, solteiro, engenheiroe advogado, residente e domiciliado em Belo Horizonte - MG, portador da Carteira de Identidade nº M –580979, expedida pela Secretaria de Segurança Pública de Minas Gerais - MG e do CPF nº 337328178-49. Éformado em engenharia mecânica pela Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro – PUC-RJ, com pósgraduaçãoem engenharia industrial pela FEI/PUCSP e direito pelo Centro de Ensino Superior de Catalão.Trabalha na FOSFERTIL - CVRD desde 1977.Francisco de Assis Soares: O Sr. Assis nasceu em 04/10/52. Graduou-se em Engenharia Elétrica pela Escolade Engenharia da Universidade Federal de Minas Gerais em 1977. Aperfeiçoou-se em Análise e Proteção doSistema Elétrico de Potência pelo Departamento de Engenharia Elétrica da Escola de Engenharia da UFMG. Épós-graduado em Administração e Gerência II CEAG pelo Centro de Desenvolvimento em Administração daFundação João Pinheiro e cursou MBA Executivo em Gestão de Negócios pelo IBMEC Business School.Participou de diversos Cursos e Seminários dirigidos ao Setor Elétrico.Sua experiência profissional iniciou-se em 1972 na Caixa Econômica Estadual em 1972. Foi engenheiro da TAUEngenharia (1978) e engenheiro da Companhia Energética de Minas Gerais de 1978 a abril/ 2004, tendoocupado as funções de Engenheiro, Gerente de Distrito, Gerente Regional e Superintendente atuando nascidades de Pará de Minas, Paracatu, Governador Valadares, Uberaba, Divinópolis, Uberlândia e Belo Horizonte.Na CEMIG, criou o Distrito de Governador Valadares – Interior e o Distrito de Distribuição de Araçuaí naencampação do Departamento de Água e Energia de MG pela CEMIG.Foi responsável pela implantação da Superintendência de Serviço de Campo Oeste tendo coordenado oPrograma de Qualidade Total da Superintendência Regional de Distribuição Triângulo e a implantação da Gestãopor Processos da área de Engenharia na Diretoria de Distribuição.Atualmente é Superintendente de Política Energética na Secretaria de Estado de Desenvolvimento Econômico.Como destaque foi cidadão Honorário de Uberaba e Uberlândia tendo recebido moção de Congratulaçãoconferida pela Câmara Municipal de Uberlândia.Nohad Toufic Harati: A Sra. Toufic nasceu em 06/10/70. Graduou-se Administração de Empresas com Ênfaseem Sistemas pela Fundação Armando Álvares Penteado – FAAP em 1993 e Tecnologia em Processamento deDados pela Universidade Mackenzie em 1991. Em 2001 concluiu o curso de MBA Finanças e em 2006 LLM –Master of Laws em Direito do Mercado Financeiro pelo Ibmec São Paulo.Possui o certificado de Operadora de Mercado Financeiro desde novembro 1999 e de Operações Estruturadase Mercado de Bônus a partir de maio 2002.294

Sua experiência profissional inicia-se na Suzanlar Magazine – Varejo do ramo de móveis como Analista desistemas de informática em 1993. Atuou como Trainee em investimentos agropecuários na MB AgribusinessCorretora de Commodities de 2000 a 2001. No âmbito bancário, atuou como Analista de investimentos eprodutos financeiros na BDLM Brasil – Representação Bancária (Banque de la Méditerranée Suisse até 2006).Atualmente é Analista de negócios sênior da SEB – Southern Electric Brasil.Eduardo Leite Hoffmann: O Sr Hoffman nasceu em 29/01/1961. É graduado em Engenharia (Faculdade deCiências Tecnológicas da Pontifícia Universidade Católica de Campinas). Possui MBA em Finanças (IBMEC-Business School). Suas principais palestras e trabalhos apresentados foram:• “The Distribution regulation of electric Energy in Brazil and its impacts-International UIE conference-eletricityfor a sustainable Urban Develepment. EDP-Eletricidade de Portugal (Lisboa 2000);• Compromisso com a Qualidade-Modernização do Setor Elétrico 2000;• IIR - Conferences – Institute for international Research. (Sao Paulo-2000);• A Regulação do Mercado de Energia Elétrica no Estado de são Paulo;• Curso de atualização comercial e aplicação de energia, Centrais elétricas Brasileiras-ELETROBRAS eUniversidade Mackenzie. (Sao Paulo- 1999);• Comercialização, distribuição, e Transmissão de energia – Estratégias e Competitividade Presidência daMesa;• Abertura da conferencia e Mediação dos Debates. IBC International• Business Communications (São Paulo-1998)• Advanced International Regulatory Course - USEA – United States energy association• USAID - United States Agency for International development - NRRI- National regulatory Research Institute- Columbs, Ohio – 1999.Como trajetória profissional na Companhia Paulista Forca e Luz o Sr. Hoffman foi coordenador do Projeto dedesenvolvimento e implantação do primeiro central telefônico unificado, gerente do setor de mercado comerciale residencial, Gerente do setor de desenvolvimento comercial, gerente da divisão comercial de ribeirão Preto,Gerente do Distrito de Ribeirão Preto e Gerente do Departamento comercial – (1978/1996). Em sua vivenciaProfissional o Sr Eduardo leite Hoffman foi Assistente do Coordenador do Projeto de Criação da Comissão deServiços Públicos de Energia junto à Secretaria de Estado de Energia e Assistente do Comissário Geral daComissão de Serviços Públicos de Energia instituído pelo governo do Estado de São Paulo – 1996/1999,Consultor da Bandeirante Energia S. A – 1999/2003, Diretor de Regulação da EDP Brasil S. A- 2003 Consultoresda Eletropaulo Metropolitana eletricidade de São Paulo S. A - 2004.Lauro Sergio Vasconcelos David: O Sr Vasconcelos nasceu em 04/04/1968, brasileiro, casado, residente edomiciliado em Belo Horizonte (MG), portador da Carteira de Identidade m.3.373627, expedida pela Secretariade Segurança Pública do Estado de Minas Gerais. É graduado em Administração de Empresas pela Champagnat(1990) com Pós-graduação em Administração financeira pela Fundação Dom Cabral. Possui curso deespecialização em Controladoria e Finanças pela FACE-UFMG. Concluiu o seu curso de Mestrado em GestãoEmpresarial pela Amana- Key- 1998.Como trajetória profissional na CEMIG, o Sr. Vasconcelos foi Gerente de Programação e Controle Financeiro(1993-1998), Gerente de Orçamento e Custos (1999-2005), Superintendente de Controle e Gestão Empresarial(maio/2005).Em sua vivência profissional o Sr. Vasconcelos participou dos seguintes projetos específicos:• Participação na implementação do Projeto de Balanced Scorecard da Cemig (2003), como coordenador daDiretoria de Finanças e Participações- DFN;• Participação no Projeto de Reestruturação Organizacional da Cemig como representante da Superintendênciade Controle e Programação Financeira- FN (2001);• Secretario Executivo do Comitê de priorização de Orçamento - CPO da Cemig (1998-2005);• Membro do Comitê de Negociação Sindical (desde 2003);• Diretor financeiro do Clube de Investimentos da Cemig - CLIC (2001-2005);• Presidente do Clube (desde abril/2005).Aristóteles Luiz Menezes Vasconcellos Drummond: O Sr. Drummond nasceu em 22/11/1944 e possuisegundo grau completo. É profissional nas áreas de Jornalismo, de Relações Públicas e Administrador deEmpresas. Atuou no setor privado como Assessor da Diretoria do Banco Nacional (63-70) e Diretor Gerente daIrad – Assessoria e Consultoria Ltda desde 1973. No governo do Estado da Guanabara (gestão Negrão de Lima)exerceu os cargos de Presidência e Diretoria da COHAB-GB, Assessoria do Secretário de Estado de Governo daGuanabara e Diretor de Divisão na Secretaria de Estado de Obras Públicas. No âmbito do Governo Federal atuoucomo Assessor e Chefe de Gabinete do Ministro de Estado das Minas e Energia (80-84). Foi Diretor de295

Administração da Ligth SA (85). Foi membro do Conselho de Administração do Metrô do Rio de Janeiro (85),Centrais Elétricas do Norte SA (96), Manaus Energia SA (97), Boa Vista Energia SA (97). Membro e Presidentedo Conselho Fiscal da Cia Vale do Rio Doce (86-88) e membro do Conselho Fiscal da Petrofertil SA. Juiz Classistado Tribunal Regional do Trabalho – TRT-RJ (94-97).Thales de Souza Ramos Filho: O Sr. Thales nasceu em 23/03/1940. Graduou-se em Medicina pelaUniversidade Federal de Juiz de Fora e Administração de Empresas pela Faculdade Machado Sobrinho de Juizde Fora. Exerce, atualmente, a profissão de médico e Conselheiro Fiscal da Companhia Energética de MinasGerais – CEMIG.Luiz Guaritá Neto: O Sr. Guarita Neto nasceu em 21/04/1955. Formou-se em 1978 no curso de EngenhariaCivil pelas Faculdades Integradas de Uberaba. Concluiu pela Fundação Getúlio Vargas do Rio de Janeiro – RJ,os cursos básicos de Administração de Empresas, O&M e Marketing. Participou, também, pela SERE/RJ, doscursos de Liderança e de Relações Humanas.Foi Diretor do CAIO – Centro Acadêmico Avelino Inácio de Oliveira. Diretor da CIU – Associação Comercial EIndustrial de Uberaba. No período compreendido entre janeiro de 1989 e 31/05/1992 atuou como SecretárioMunicipal de Indústria e Comercio – Secretário Municipal de Turismo. De 01/08/1990 a 01/02/1992 foiSecretário Municipal de Planejamento. A partir de 17/08/1990 foi Membro do Conselho Nacional da Presidênciada Caixa Econômica Federal. Em janeiro de 1993 foi eleito pelo Partido da Frente Liberal – PFL a PrefeitoMunicipal de Uberaba. Atua, também, como vice-presidente do Diretório Regional de Minas Gerais do PFL. Èvice-presidente da Associação dos Municípios - ABM e Presidente da Associação Macroregional dos Municípiosdo Sul do Triangulo Mineiro – AMTRIM. É membro do Conselho Estadual de Habitação. É primeiro suplente doSenador Dr. Eduardo Brandão de Azeredo. Participa, atualmente, como Empresário cotista das seguintesempresas: RCG-Engenharia e Empreendimentos Ltda, Construtora RCG, Cat´s Hotelaria e EmpreendimentosLtda, Agropecuária Rodrigues da Cunha Guarita, Agropecuária 7 estrelas Ltda, Dujato-Comercio de DrogasUberaba Ltda. Desde março de 2003 é membro do Conselho Fiscal da CEMIG.Luiz Otavio Nunes West: O Sr. West nasceu em 24/05/1958. Graduou-se em Ciências Contábeis pelaFundação Visconde de Cairu em 1982. Foi professor universitário substituto na cadeira de AdministraçãoFinanceira na universidade Federal da Bahia. Possui larga experiência na coordenação de áreas contábil, fiscal,custos e orçamento nos setores de siderurgia, mineração, petroquímica, agroindustrial e construção civil. Temseu histórico profissional iniciado em 1974 na Bahia Frutos SA (74/77), Grupo Sibra Eletrosiderúrgia BrasileiraSA (77/88), Grupo OAS (88/97) e, atualmente, exerce suas funções na CVC/OPPORTUNITY.Celene Carvalho de Jesus – A Sra. Celene nasceu em 10/07/1955. Foi Conselheira fiscal da TransporteColetivo de Brasília de abril de 1995 a março de 1996. Atua, também, como Conselheira Fical/Comitê deAuditoria na Embratel Participações. Participou de cursos para Conselheiros - Atualização Contábil (08/2006),Gestão Avançada – AMANA-KEY – APG (11/2003), Seminário de Fundo de Pensão I e II (04/2003 e 07/2004).É membro do Conselho da Comissão Técnica da Abrapp desde 2003.Leonardo Guimarães Pinto: O Sr. Guimarães nasceu 05/02/79. Graduou-se em Ciências Contábeis pela UERJe é pós-graduado pelo (MBA) Instituto Brasileiro de Mercado de Capitais. Atua como Analista de Investimentose Contábil no Banco Opportunity desde 1999. Tem atuações como Conselheiro Fiscal nas seguintes empresas:Santos Brasil S/A, Telemig Celular S/A e Companhia Energética de Minas Gerais – CEMIG.Marcus Eolo de Lamounier Bicalho: O Sr. Lamounier Bicalho nasceu em 16/09/1941, é brasileiro, casado,economista, residente e domiciliado em Belo Horizonte - MG, portador da Carteira de Identidade nº MG –1033867, expedida pela Secretaria de Segurança Pública de Minas Gerais - MG e do CPF nº 001909696-87.É formado em ciências econômicas pela Universidade Federal de Minas Gerais – UFMG. Trabalha na Secretariade Estado de Desenvolvimento Econômico de Minas Gerais.Ronald Gastão Andrade Reis: O Sr. Andrade Reis nasceu em 17/11/1943, é brasileiro, casado, administrador,residente e domiciliado em Belo Horizonte - MG, portador da Carteira de Identidade nº MG – 104612, expedidapela Secretaria de Segurança Pública de Minas Gerais - MG e do CPF nº 007237036-04. É formado emadministração pela Pontifícia Universidade Católica de Minas Gerais – PUC-MG. Trabalhou na CompanhiaEnergética de Minas Gerais por 33 anos aposentando na Superintendência de Programação e ControleFinanceiro da Companhia.Ari Barcelos da Silva: O Sr. Barcelos da Silva nasceu em 03/03/1942, é brasileiro, casado, administrador,residente e domiciliado no Rio de Janeiro - RJ, portador da Carteira de Identidade nº 2027107-7 expedida pelo296

CRA - RJ e do CPF nº 006124137-72. É formado em administração de empresas e ciências contábeis. Trabalhouna ELETROBRAS, ELETRONUCLEAR, CHESF, CEMAR e ELETROSUL.Aliomar Silva Lima: O Sr. Silva Lima nasceu em 07/10/1953, é brasileiro, casado, economista, residente edomiciliado em Belo Horizonte - MG, portador da Carteira de Identidade nº MG – 449262, expedida pelaSecretaria de Segurança Pública de Minas Gerais - MG e do CPF nº 131654456-72. Trabalhou na CompanhiaEnergética de Minas Gerais por 33 anos aposentando na Superintendência de Recursos Financeiros daCompanhia.03.01 - EVENTOS RELATIVOS À DISTRIBUIÇÃO DO CAPITALEvento Data do Pessoas Físicas Investidores e Acordo de Ações Prefer. Ações Preferenciais Data do ÚltimoBase Evento e Jurídicas Institucionais Acionistas c/Direito a Voto c/Direito a Voto Acordo de AcionistasAGE 29/07/2005 0 0 Não NãoAÇÕES EM CIRCULAÇÃO NO MERCADOExistem Ações Ordinárias Preferenciais Totalem Circulação Quantidade (Unidade) Percentual Quantidade (Unidade) Percentual Quantidade (Unidade) PercentualNão 0 0,00 0 0,00 0 0,00Ações Preferenciais em Circulação no MercadoClasse Quantidade (Unidade) Percentual03.02 - POSIÇÃO ACIONÁRIA DOS ACIONISTAS COM MAIS DE 5% DE AÇÕES ORDINÁRIAS E/OUPREFERENCIAIS6-Ações 8-Ações 10-Total 12-Comp. 13-Partic. 15/2-Qtd. 15/3-%2-Nome/ 4-Nacio- Ordi- Preferen- de Ações Cap. no Acordo 14-Contro- 15/1- Ações Pre- Pre-1-Item Razão Social 3-CPF/CNPJ nalidade 5-UF nárias 7-% ciais (Mil) 9-% (Mil) 11-% Social de Acionistas lador Classe ferenciais ferenciais001 COMPANHIA ENERGÉTICADE MINAS GERAIS 17.155.730/0001-64 BRASILEIRA MG 2.261.998 100,00 0 0,00 2.261.998 0,00 29/07/2005 SIM997 AÇÕES EM TESOURARIA 0 0,00 0 0,00 0 0,00 NÃO998 OUTROS 0 0,00 0 0,00 0 0,00 NÃO999 TOTAL 2.261.998 100,00 0 0,00 2.261.998 0,00 NÃO03.03 - DISTRIBUIÇÃO DO CAPITAL SOCIAL DOS ACIONISTAS COM MAIS DE 5% DAS AÇÕESORDINARIAS E/OU PREFERENCIAIS3-Data de2-Controladora/Comp. Cap.1-Item Investidora Social001 COMPANHIA ENERGÉTICADE MINAS GERAIS 29/07/20056-Ações 8-Ações 10-Ações/ 12-Comp.2-Nome/Ra- 3-CPF/ 4-Nacio- Ordinárias Preferen- Cotas Total Cap.1-Item zão Social CNPJ nalidade 5-UF Cotas(Unidades) 7-% ciais (Unidades) 9-% (Unidades) 11-% Social297

04.01 - COMPOSIÇÃO DO CAPITAL SOCIAL1 - Data da Última Alteração:29/07/20054 - Normativa ou 5 - Valor 6 - Quantidade de 7 - Subscrito 8 - Integralizado2 - Item 3 - Espécie das Ações Escritural Nominal (Reais) Ações (Mil) (Reais Mil) (Reais Mil)01 ORDINÁRIAS Nominativa 2.261.998 2.261.998,00 2.261.998,0002 PREFERENCIAIS 0 0,00 0,0003 PREFERENCIAIS CLASSE A 0 0,00 0,0004 PREFERENCIAIS CLASSE B 0 0,00 0,0005 PREFERENCIAIS CLASSE C 0 0,00 0,0006 PREFERENCIAIS CLASSE D 0 0,00 0,0007 PREFERENCIAIS CLASSE E 0 0,00 0,0008 PREFERENCIAIS CLASSE F 0 0,00 0,0009 PREFERENCIAIS CLASSE G 0 0,00 0,0010 PREFERENCIAIS CLASSE H 0 0,00 0,0011 PREFER. OUTRAS CLASSES 0 0,00 0,0099 TOTAIS 2.261.998 2.261.998,00 2.261.998,0004.02 - CAPITAL SOCIAL SUBSCRITO E ALTERAÇÕES NOS TRÊS ÚLTIMOS ANOS2 - Data da 3 - Valor do Capital 4 - Valor da 5 - Origem 7 - Quantidade de Ações 8 - Preço Ação na1 - Item Alteração Social (Reais Mil) Alteração (Reais Mil) da Alteração Emitidas (Mil) Emissão (Reais)01 08/09/2004 1,00 1,00 Outros 1,00 1,000000000002 31/01/2005 475.761,00 475.760,00 Subscrição em Bens ou Crédito 475.760,00 1,000000000003 29/07/2005 2.261.998,00 1.786.237,00 Subscrição em Bens ou Crédito 1.786.237,00 1,000000000004.04 - CAPITAL SOCIAL AUTORIZADO1 - Quantidade (Mil) 2 - Valor (Reais Mil) 3 - Data da Autorização0 004.05 - COMPOSIÇÃO DO CAPITAL AUTORIZADO1 - Item 2 - Espécie 3 - Classe 4 - Quantidade de Ações Autorizadas à Emissão(Mil)06.01 - PROVENTOS DISTRIBUÍDOS NOS TRÊS ÚLTIMOS ANOS3 - Aprovação 4 - Data da 5 - Término 6 - Lucro ou Prejuízo 7 - Valor do 10 - Montante 11 - Data deda Distribuição Aprovação do Exercício Líquido no Período Provento 8 - Espécie 9 - Classe do Provento Início do1 - Item 2 - Provento Evento Distribuição Social (Reais Mil) por Ação das Ações das Ações (Reais Mil) Pagamento01 Juros sobre Capital Próprio RCA 29/06/2005 31/12/2005 990.129 0,1124560000 Ordinária 53.500 30/06/200602 Juros sobre Capital Próprio RCA 29/06/2005 31/12/2005 990.129 0,1124560000 Ordinária 53.500 30/12/200603 Juros sobre Capital Próprio RCA 27/10/2005 31/12/2005 990.129 0,0331565311 Ordinária 37.500 30/06/200604 Juros sobre Capital Próprio RCA 27/10/2005 31/12/2005 990.129 0,0331565311 Ordinária 37.500 30/12/200605 Juros sobre Capital Próprio RCA 21/12/2005 31/12/2005 990.129 0,0170398040 Ordinária 19.272 30/06/200606 Juros sobre Capital Próprio RCA 21/12/2005 31/12/2005 990.129 0,0170398045 Ordinária 19.272 30/12/200607 Juros sobre Capital Próprio RCA 27/04/2006 31/12/2006 552.606 0,0145470960 Ordinária 32.905 30/06/200708 Juros sobre Capital Próprio RCA 27/04/2006 31/12/2006 552.606 0,0145470960 Ordinária 32.905 30/12/200709 Juros sobre Capital Próprio RCA 30/08/2006 31/12/2006 552.606 0,0133629660 Ordinária 30.227 30/06/200710 Juros sobre Capital Próprio RCA 30/08/2006 31/12/2006 552.606 0,0133629660 Ordinária 30.227 30/12/200711 Juros sobre Capital Próprio RCA 21/12/2006 31/12/2006 552.606 0,0030349278 Ordinária 6.865 30/06/200712 Juros sobre Capital Próprio RCA 21/12/2006 31/12/2006 552.606 0,0030349280 Ordinária 6.865 30/12/200713 Dividendo AGO/E 27/04/2007 31/12/2007 180.000 0,1213807478 Ordinária 274.563 30/06/200814 Dividendo AGO/E 27/04/2007 31/12/2007 180.000 0,1213807478 Ordinária 274.563 30/12/200815 Juros sobre Capital Próprio RCA 28/06/2007 31/12/2007 180.000 0,0166162850 Ordinária 37.586 30/06/200816 Juros sobre Capital Próprio RCA 28/06/2007 31/12/2007 180.000 0,0166162850 Ordinária 37.586 30/12/2008298

06.03 - DISPOSIÇÕES ESTATUTÁRIAS DO CAPITAL SOCIAL3-Classe 4-% do 5-Con- 7-Direto 8-Tag 9-Prioridade 11-Tipo 16-Calcu- 17-2-Espécie da Capital ver- 6-Converte a Along no Reembolso de 12-%o 13-R$/ 14-Cumu- 15-Priori- lado Obser-1 - Item da Ação Ação Social sível em Voto % de Capital 10-Prêmio Dividendo Dividendo Ação lativo tário Sobre vação01 Ordinária 100,00 Não Pleno 0,00 0,00 0,0000006.04 - MODIFICAÇÃO ESTATUTÁRIA/DIVIDENDO OBRIGATÓRIO1 - Data da Última Modificação Estatuto 2 - Dividendo Obrigatório (% do Lucro)29/07/2005 50,0007.01 - REMUNERAÇÃO E PARTICIPAÇÃO DOS ADMINISTRADORES NO LUCRO1 - Participação dos Administradores no Lucro 2 - Valor da Remuneração Global dos Administradores (Reais Mil) 3 - PeriodicidadeNão 007.02 - PARTICIÇÕES E CONTRIBUIÇÕES NOS TRÊS ÚLTIMOS ANOS1 - DATA FINAL DO ÚLTIMO EXERCÍCIO SOCIAL: 31/12/20062 - DATA FINAL DO PENÚLTIMO EXERCÍCIO SOCIAL: 31/12/20053 - DATA FINAL DO ANTIPENÚLTIMO EXERCÍCIO SOCIAL: 31/12/20045 - Descrição das 6 - Valor do Último 7 - Valor do Penúltimo 8 - Valor do Antepenúltimo4 - Item Participações e Contribuições Exercício (Reais Mil) Exercício (Reais Mil) Exercício (Reais Mil)01 PARTICIPAÇÕES-DEBENTURISTAS 0 0 002 PARTICIPAÇÕES-EMPREGADOS 150.432 0 003 PARTICIPAÇÕES-ADMINISTRADORES 0 0 004 PARTIC.-PARTES BENEFICIÁRIAS 0 0 005 CONTRIBUIÇÕES FDO. ASSISTÊNCIA 86.331 0 006 CONTRIBUIÇÕES FDO. PREVIDÊNCIA 115.793 0 007 OUTRAS CONTRIBUIÇÕES 0 0 008 LUCRO LÍQUIDO NO EXERCÍCIO 769.567 0 009 PREJUÍZO LÍQUIDO NO EXERCÍCIO 0 0 0299

08.01 - CARACTERÍSTICAS DA EMISSÃO PÚBLICA OU PARTICULAR DE DEBÊNTURES1 - ITEM 012 - Nº DE ORDEM 13 - Nº REGISTRO NA CVM CVM/SRE/DEB/2006/0414 - DATA DO REGISTRO NA CVM 26/10/20065 - SÉRIE EMITIDA 16 - TIPO DE EMISSÃO SIMPLES7 - NATUREZA EMISSÃO PÚBLICA8 - DATA DA EMISSÃO 01/06/20069 - DATA DE VENCIMENTO 01/06/201410 - ESPÉCIE DA DEBÊNTURE SEM PREFERÊNCIA11 - CONDIÇÃO DE REMUNERAÇÃO VIGENTE IGPM + 10,5% a.a.12 - PRÊMIO/DESÁGIO13 - VALOR NOMINAL (Reais) 10.000,0014 - MONTANTE EMITIDO (Reais Mil) 250.50315 - Q. TÍTULOS EMITIDOS (UNIDADE) 23.04216 - TÍTULO CIRCULAÇÃO (UNIDADE) 23.04217 - TÍTULO TESOURARIA (UNIDADE) 018 - TÍTULO RESGATADO (UNIDADE) 019 - TÍTULO CONVERTIDO (UNIDADE) 020 - TÍTULO A COLOCAR (UNIDADE) 021 - DATA DA ÚLTIMA REPACTUAÇÃO22 - DATA DO PRÓXIMO EVENTO 01/06/200809.01 - BREVE HISTÓRICO DA EMPRESAA CEMIG Distribuição S/A (“CEMIG D”) foi constituída em 08 de setembro de 2004, como sociedade por ações,subsidiária integral da CEMIG, nos termos da Lei Estadual nº 15.290, de 4 de agosto de 2004, em virtude doprocesso de Desverticalização da CEMIG. Na qualidade de subsidiária integral da CEMIG, esta detém plenospoderes para decidir sobre todos os negócios relativos ao objeto social da CEMIG D e adotar resoluções quejulgue necessária à defesa dos seus interesses e ao seu desenvolvimento.Desde a década de 60 até o início dos anos 80, a CEMIG adquiriu uma série de concessionárias de serviçopúblico de energia de menor porte, estatais e privadas, e suas respectivas concessões, incorporando ao seupróprio sistema outros sistemas distribuição de energia. Principalmente em virtude dessas aquisições, a CEMIGe, conseqüentemente, a CEMIG D, tornou-se a maior concessionária de distribuição de energia elétrica doEstado de Minas Gerais.A CEMIG D opera seus negócios de distribuição de acordo com Contratos de Concessão celebrados com oGoverno Federal. Até 1997, a CEMIG detinha concessões individuais relativas a várias regiões dentro de suaárea de distribuição. Em 10 de julho de 1997, a CEMIG celebrou novos contratos de concessão com a ANEEL,que consolidaram suas diversas concessões de distribuição em quatro concessões de distribuição cobrindo asregiões norte, sul, leste e oeste do Estado de Minas Gerais. Em decorrência da Desverticalização, em 16 desetembro de 2005, tais contratos foram aditados de forma a transferir as concessões de distribuição de energiaelétrica anteriormente detidas pela CEMIG para a CEMIG D.A administração da CEMIG D é realizada por uma estrutura corporativa que permite padronizar ações técnicas,comerciais, administrativas e financeiras, além de importante economia por meio de processos sinérgicos maiseficientes.Desde a constituição da CEMIG, suas operações foram influenciadas pelo fato de ser controlada pelo Governodo Estado de Minas Gerais, que utilizou a empresa para oferecer ao Estado de Minas Gerais infra-estruturanecessária para alavancar o seu desenvolvimento, sem, no entanto, comprometer a condição de empresamodelo no setor elétrico nacional.300

PONTOS FORTESA CEMIG D possui os seguintes pontos fortes:• Forte base de clientes fisicamente conectados, que ultrapassa mais de seis milhões em Minas Gerais.• Alta capilaridade do sistema elétrico, abrangendo a quase totalidade do estado de Minas Gerais.• Rede física de operações consoante padrões fortemente normatizados e consolidados.• Sistemas de informação sólidos como suporte às atividades de gestão, planejamento elétrico, projeto,operação e manutenção da rede de operações.• Corpo gerencial e técnico com ampla experiência em distribuição de energia.• Equipe com ampla experiência em negociações tarifárias de elevada complexidade com o Regulador(ANEEL).• Equipes com ampla experiência em relacionamento com grandes clientes e com o varejo.• Representatividade adequada em fóruns como a Abradee e outros.• Forte geração de caixa operacional.• Endividamento moderado.• Solidez financeira.• Estratégia robusta, focada na busca contínua de rentabilidade com qualidade de fornecimento e consistentecom a lógica regulatória.São, também, tópicos de destaque da gestão estratégica da CEMIG D:• a implementação do Balanced Scorecard, reconhecido no mundo inteiro como a melhor ferramenta para aimplementação e acompanhamento das estratégias nas empresas;• a certificação de processos pela Norma NBR ISO 9001, para a melhoria da eficácia das atividadesoperacionais;• a implementação de um Sistema de Gestão Ambiental interno, baseado na Norma NBR ISO 14001, queorienta todas as atividades da empresa em relação à gestão ambiental, e que prevê a certificação daquelasatividades e áreas que causam impactos ambientais.A CEMIG D possui uma estrutura de negócios de menor risco. Nos modelos setorial e tarifário vigentes, éprevista a manutenção do chamado Equilíbrio Econômico Financeiro dos contratos de concessão, de forma agarantir os direitos dos prestadores do serviço que atuam com eficiência e prudência, visando obter ganhossuficientes para cobrir custos operacionais e alcançarem adequado retorno sobre o capital investido. Apreservação do Equilíbrio Econômico-Financeiro é obtida nos processos de revisões e reajustes tarifários.Ressalta-se, adicionalmente, que a CEMIG D vem apresentando melhoria significativa em vários indicadoresfinanceiros ao longo dos anos, sendo que no exercício de 2005, foi responsável por cerca de 50% do total dolucro líquido gerado pelo grupo empresarial Cemig. Essa melhoria reflete os resultados do processo de revisãotarifária previsto nos contratos de concessão, iniciado em abril 2003 e finalizado em abril de 2005, em que aCEMIG D obteve o reconhecimento adequado, nas tarifas, de itens que compõem a sua receita requerida. Oresultado também pode ser creditado à implementação de práticas gerenciais voltadas para a eficiênciaoperacional e melhoria de processosPRINCIPAIS ESTRATÉGIASA estratégia da CEMIG D foi desenhada de modo a contemplar, concomitantemente, a busca contínua deaumento de sua rentabilidade e os requisitos da regulamentação setorial, estabelecidos no âmbito da AgênciaNacional de Energia Elétrica.301

Assim, as diretrizes estratégicas da CEMIG D estão a seguir explicitadas:• Equacionar seus cronogramas de investimento em consonância com a lógica da regulamentação a que sesubmete: a receita total da CEMIG D é determinada pela ANEEL, com base no modelo price cap, que prevêrevisões tarifárias quinqüenais, revisões tarifárias extraordinárias e reajustes tarifários anuais. Nas revisõesquinqüenais, os ativos da CEMIG D são reavaliados, assim como seus gastos operacionais recorrentes,sendo a receita total redefinida visando a cobertura desses gastos e a remuneração regulatória dosinvestimentos realizados. Posto isso, a CEMIG D deve equacionar seus cronogramas de investimentos demodo que o seu fluxo de caixa seja maximizado, consideradas as datas de revisões qüinqüenais e anecessidade de atender o mercado com qualidade.• Reavaliar critérios de planejamento e projeto do sistema elétrico, visando à redução dos custos unitáriosdos investimentos: a busca de redução dos custos unitários também se presta ao alinhamento com critériosregulatórios. Nas revisões quinquënais, a ANEEL pode não reconhecer na tarifa dispêndios considerados nãoprudentes; além disso, investimentos excessivamente elevados, ainda que fossem reconhecidos pela ANEEL,implicariam maiores tarifas e, possivelmente maiores inadimplência, furtos e fraudes.• Perseguir, continuamente, o ajuste à Empresa de Referência e buscar as melhores práticas nos processosque a integram: a aplicação do modelo price cap às distribuidoras brasileiras contempla a criação, pelaANEEL, de uma Empresa de Referência, ou seja, de uma concorrente virtual para a CEMIG D, que émonopólio regulado. A CEMIG D deve ajustar seus processos e gastos aos padrões mais desafiadores daEmpresa de Referência.• Propiciar crescimento sustentável e agregar valor ao investimento de seus acionistas: analisando seuportfólio de negócios, iniciando projetos com assegurado retorno e com recursos compatíveis com o seucusto médio ponderado de capital, gerenciando continuamente o desempenho de suas atividadesoperacionais e implementando políticas de governança corporativa cada vez mais sofisticadas.• Garantir a qualidade do produto e do serviço ao cliente, de acordo com as exigências regulatórias, noslimites de custo dados pela Empresa de Referência: a Empresa de Referência determina não apenasparâmetros econômicos, mas também parâmetros técnicos e de qualidade que devem ser continuamenteobservados, de modo a evitar penalidades financeiras.• Aumentar a eficiência na gestão de estoques: a CEMIG D investe de forma intensiva em seu sistema elétrico,o que é característico das distribuidoras de energia elétrica e a gestão de estoques é relevante paramelhorar o fluxo de caixa empresarial e a rentabilidade.• Intensificar as ações economicamente sustentáveis de proteção da receita e ativos: a CEMIG D deve envidaresforços consistentes para reduzir a inadimplência, perdas, furtos e fraudes, agravados pelo elevado nívelde tributos e encargos do setor elétrico, ao qual se submete, e pela tendência crescente de gastosoperacionais com energia e uso do sistema de transmissão, em âmbito setorial.• Atuar em todos os fóruns institucionais no sentido de reduzir a participação da parcela A (VPA) e da cargatributária incidente sobre a tarifa: os gastos operacionais recorrentes da CEMIG D se dividem em umaparcela não gerenciável (parcela A ou VPA – valor da parcela A), e em uma parcela gerenciável (parcela Bou VPB – valor da parcela B). A VPA abrange compras de energia, uso do sistema de transmissão, parteponderável dos tributos e encargos incidentes sobre o negócio e outros tópicos definidos pela ANEEL.Mesmo não gerenciando a VPA, a CEMIG D sofre os efeitos do seu aumento, eventualmente imposto pelaatuação governamental/regulatória, estando sujeita a descoberturas de gastos adicionais realizados e amaiores inadimplências, furtos e fraudes. Assim, é relevante que a atuação institucional da CEMIG D sejaampla, em múltiplos fóruns, buscando reduzir a VPA ou pelo menos inibir o crescimento real dessa parcela.Destaca-se, adicionalmente, o incremento considerável e crescente dos tributos e encargos setoriais nosetor, que tem sido criticado e combatido pelas empresas distribuidoras, especialmente por meio daABRADEE.302

• Cumprir a legislação ambiental: Consciente da relevância de sua atuação na comunidade, a CEMIG D sepreocupa em desenvolver somente projetos que assegurem a completa compatibilidade com a legislaçãoambiental e que promovam o bem estar e segurança da população. Além disto, implementou um Sistemade Gestão Ambiental interno baseado na Norma NBR ISO 14001, que orienta todas as atividades daempresa em relação à gestão ambiental, e prevê a certificação daquelas atividades e áreas que causamimpactos ambientais.A CEMIG D acredita que sua estratégia, embasada nas diretrizes acima citadas, lhe permitirá atender ademanda por seus serviços com melhor qualidade e, ao mesmo tempo, melhorar seus resultados operacionaise situação econômico-financeira.09.02 - CARACTERÍSTICA DO SETOR DE ATUAÇÃOO SETOR DE ENERGIA ELÉTRICA NO BRASILGERALEm 2002, o MME aprovou um plano de expansão de dez anos de acordo com o qual a capacidade total degeração de energia instalada do Brasil está projetada para aumentar de 75,8 GW em 2002 para 112,1 GW até2012, dos quais 86,8 GW (77,4%) está projetada para ser hidrelétrica, 16,8 GW (15%) para ser termoelétricae 8,5 GW (7,6%) para ser importada por meio do Sistema Elétrico Interligado Nacional.Aproximadamente 42% da capacidade instalada de geração de energia dentro do Brasil era, em 30 de junhode 2006, de propriedade da Eletrobrás, empresa controlada pelo governo. Por meio de suas subsidiárias, aEletrobrás é responsável também por 70% da capacidade instalada de transmissão acima de 230 kV. Alémdisso, alguns Estados brasileiros controlam empresas envolvidas na geração, transmissão e distribuição deenergia. É o caso da própria CEMIG, da CESP e da COPEL.FUNDAMENTOS HISTÓRICOSA Constituição brasileira determina que o desenvolvimento, uso e venda de energia podem ser assumidosdiretamente pelo governo ou indiretamente por meio da outorga de concessões, permissões ou autorizações.Historicamente, O Setor de Energia Elétrica do Brasil tem sido dominado pelas concessionárias de geração,transmissão e distribuição, controladas pelo governo. Nos últimos anos, o governo tomou diversas medidas pararemodelar o Setor de Energia Elétrica. Em geral, essas medidas tiveram como objetivo o aumento do papel doinvestimento privado e a eliminação das restrições ao investimento estrangeiro, aumentando portanto aconcorrência no Setor de Energia Elétrica.Em particular, o governo tomou as seguintes medidas:(1) A Constituição Brasileira foi alterada em 1995 a fim de autorizar o investimento estrangeiro na geração deenergia. Antes dessa alteração, todas as concessões de geração eram detidas por uma pessoa física brasileira,ou por uma sociedade controlada por pessoas físicas brasileiras ou pelo governo.(2) Foi promulgada em 13 de fevereiro de 1995, a Lei Nº 8.987, ou a Lei de Concessões, e em 7 de julho de1995, a Lei do Setor Elétrico, ou a Lei de Concessões de Energia, que juntas:• exigiam que todas as concessões para fornecimento de serviços relacionados à energia fossem outorgadaspor meio de processos de leilão público;• gradualmente permitiam que certos consumidores de energia com demanda significativa, designadosconsumidores livres, comprassem energia diretamente de fornecedores detentores de uma concessão,permissão ou autorização;• estabeleciam a criação de sociedades de geração, ou Produtoras Independentes de Energia, que, por meiode uma concessão, permissão ou autorização, podem gerar e vender por sua própria conta e risco, toda ouparte da energia que geram a consumidores livres, concessionárias de distribuição, agentes decomercialização, entre outros;303

• concediam a consumidores livres e fornecedores de energia acesso aberto a todos os sistemas dedistribuição e transmissão; e• eliminavam a necessidade de uma concessão para construir e operar projetos energéticos com capacidadede 1 MW a 30 MW, ou Pequenas Centrais Hidrelétricas.A partir de 1995, parte das participações detidas pela Eletrobrás e por diversos Estados nas empresas degeração e distribuição foi vendida a investidores privados. Simultaneamente, alguns governos estaduaisvenderam também suas participações nas principais empresas de distribuição, inclusive na CEMIG D.Em 1998, foi promulgada a Lei nº 9.648, ou a Lei do Setor Energético, para revisar a estrutura básica do setorelétrico. A Lei do Setor Energético determinou:• o estabelecimento de um órgão auto-regulador responsável pela operação do mercado de energia de curtoprazo,ou o Mercado Atacadista de Energia Elétrica, que substituiu o sistema anterior de preços de geraçãoe contratos de fornecimento regulados;• uma exigência que as empresas de distribuição e geração firmassem contratos de fornecimento de energiainicial, ou os contratos iniciais, em geral compromissos do tipo “take or pay”, a preços e volumes aprovadospela ANEEL. O principal objetivo dos contratos iniciais era garantir que as empresas de distribuição tivessemacesso a um fornecimento estável de energia a preços que assegurassem uma taxa mínima de retorno àsempresas de geração durante o período de transição levando ao estabelecimento de um mercado de energialivre e competitivo;• a criação do ONS - Operador Nacional do Sistema Elétrico, uma entidade de direito privado sem finslucrativos responsável pela administração operacional das atividades de geração e transmissão do SistemaElétrico Interligado Nacional;• o estabelecimento de processos de licitação pública para concessões para construção e operação de usinasde energia elétrica e instalações de transmissão.Em 2001, o Brasil enfrentou uma grave crise de energia que durou até o fim de fevereiro 2002. Como resultado,o governo implantou medidas que incluíram:• um programa para racionamento de consumo de energia nas regiões mais adversamente afetadas, a saberas regiões sudeste, centro-oeste e nordeste do Brasil; e• a criação da Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica - GCE, que aprovou uma série de medidasemergenciais que estabeleceram metas para consumo reduzido de energia para consumidores residenciais,comerciais e industriais nas regiões afetadas, introduzindo regimes tarifários especiais que incentivavam aredução de consumo de energia.Em março de 2002, a GCE suspendeu as medidas emergenciais e o racionamento de energia em conseqüênciade grandes aumentos no fornecimento (em virtude de um aumento significativo nos níveis dos reservatórios)e de uma redução moderada na demanda, e, dessa forma, o governo promulgou novas medidas em abril de2002 que, entre outras coisas, determinou um reajuste tarifário extraordinário para compensar as perdasfinanceiras incorridas pelas fornecedoras de energia como resultado do racionamento obrigatório.O governo, por meio do BNDES, lançou o Programa Emergencial e Excepcional de Apoio às Concessionárias deServiços Públicos de Distribuição de Energia Elétrica em novembro de 2002, e o Programa de Apoio àCapitalização de Empresas Distribuidoras de Energia Elétrica, ou Programa de Capitalização, em setembro de2003, com o objetivo de oferecer apoio financeiro ao refinanciamento das dívidas das empresas de distribuição,para compensá-las pela perda de receitas resultante do Racionamento, da desvalorização do real frente ao dólarnorte-americano e dos atrasos na aplicação dos reajustes tarifários durante 2002.Em 15 de março de 2004, o governo promulgou a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico em um esforço parareestruturar o Setor de Energia Elétrica a fim de fornecer incentivos aos agentes privados e públicos paraconstruir e manter capacidade de geração e garantir o fornecimento de energia no Brasil a tarifas moderadaspor meio de processos competitivos de leilões públicos de energia. Essa lei foi regulamentada por inúmerosdecretos a partir de maio de 2004, e está sujeita à regulamentação posterior a ser emitida pela ANEEL e peloMME, conforme detalhado mais adiante.304

CONCESSÕESAs empresas ou consórcios que desejam construir ou operar instalações para geração, transmissão oudistribuição de energia no Brasil devem solicitar ao MME ou à ANEEL, uma concessão, permissão ouautorização, conforme o caso. Concessões dão o direito de gerar, transmitir ou distribuir energia emdeterminada área de concessão por um período determinado. Esse período é normalmente 35 anos para novasconcessões de geração, e 30 anos para novas concessões de transmissão ou distribuição. Concessões existentespoderão ser renovadas a critério do poder concedente.A Lei de Concessões estabelece, entre outras coisas, as condições que a concessionária deve cumprir aofornecer serviços de energia, os direitos dos consumidores, e as obrigações das concessionárias e do poderconcedente. Os principais dispositivos da Lei de Concessões estão resumidos como segue:• Serviço adequado. A concessionária deve prestar adequadamente serviço regular, contínuo, eficiente eseguro.• Uso de terrenos. A concessionária poderá usar terrenos públicos ou solicitar que o poder concedentedesaproprie terrenos privados necessários em benefício da concessionária. Em tal caso, a concessionáriadeve indenizar os proprietários dos terrenos desapropriados.• Responsabilidade objetiva. A concessionária é objetivamente responsável pelos danos diretos e indiretosresultantes da prestação inadequada dos serviços de distribuição de energia, tal como interrupções abruptasno fornecimento e variações na voltagem.• Alterações na participação controladora. O poder concedente deve aprovar previamente qualquer alteraçãodireta ou indireta de participação controladora na concessionária.• Intervenção pelo poder concedente. O poder concedente poderá intervir na concessão a fim de garantir odesempenho adequado dos serviços e o cumprimento integral das disposições contratuais e regulatórias.Dentro de 30 dias da data do decreto autorizando a intervenção, o poder concedente deve dar início a umprocesso administrativo em que a concessionária tem direito de contestar a intervenção. Durante o processoadministrativo, um interventor nomeado pelo poder concedente passa a ser responsável por continuar aconcessão. Caso o processo administrativo não seja concluído dentro de 180dias da data do decreto, aintervenção cessa e a administração da concessão é devolvida à concessionária. A administração daconcessão é também devolvida à concessionária se o interventor decidir não terminar a concessão.• Término antecipado da concessão. O término do contrato de concessão poderá ser antecipado por meio deencampação ou caducidade. Encampação consiste no término prematuro de uma concessão por razõesrelacionadas ao interesse público que devem ser expressamente declaradas por lei. A caducidade deve serdeclarada pelo poder concedente depois de a ANEEL ou o MME ter emitido um despacho administrativo finaldizendo que a concessionária, entre outras coisas, (1) deixou de prestar serviços adequados ou de cumprira legislação ou regulamentação aplicável, ou (2) não ter mais capacidade técnica financeira ou econômicapara fornecer serviços adequados. A concessionária pode contestar a encampação ou caducidade em juízo.A concessionária tem direito à indenização por seus investimentos em ativos reversíveis que não tenhamsido integralmente amortizados ou depreciados, após dedução de quaisquer multas e danos devidos pelaconcessionária.• Término por decurso do prazo. Quando a concessão expira, todos os ativos, que são relacionados àprestação dos serviços de energia revertem ao governo. Depois do término, a concessionária tem direito deindenização por seus investimentos em ativos revertidos que não tenham sido integralmente amortizadosou depreciados.MULTASA regulamentação da ANEEL prevê a imposição de sanções contra os agentes do setor e classifica as multascom base na natureza e severidade da infração (inclusive advertências, multas, suspensão temporária do direitode participar de processos de licitação para novas concessões, permissões ou autorizações e caducidade). Paracada infração, as multas podem chegar a até dois por cento da receita (líquida de impostos) da concessionáriano período de 12 meses. Algumas infrações que podem resultar em multas referem-se à falha dasconcessionárias em solicitar a aprovação da ANEEL, inclusive:• celebração de contratos entre partes relacionadas;• venda ou cessão de ativos relacionados a serviços prestados assim como a imposição de qualquer ônussobre esses ativos; e• alterações no controle societário.305

PRINCIPAIS AUTORIDADESMinistério de Minas e Energia - MMEApós a aprovação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, o Governo Federal, atuando basicamente por meiodo MME, assumiu certas obrigações que estavam previamente sob a responsabilidade da ANEEL,destacando-se a outorga de concessões e a emissão de instruções regulando o processo de licitação paraconcessões referentes aos serviços públicos.Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEELO Setor de Energia Elétrica do Brasil está também regulado pela ANEEL. Depois da promulgação da Lei do NovoModelo do Setor Elétrico, a principal responsabilidade da ANEEL passou a ser de regular e supervisionar o Setorde Energia Elétrica em linha com a política a ser ditada pelo MME. As atuais responsabilidades da ANEELincluem, entre outras:• administrar concessões para atividades de geração, transmissão e distribuição de energia, inclusive com aaprovação de tarifas;• supervisionar a prestação de serviços pelas concessionárias e impor as multas aplicáveis;• promulgar normas para o setor elétrico;• implantar e regular a exploração de fontes de energia, inclusive o uso de energia hidrelétrica;• promover licitações para novas concessões;• resolver disputas administrativas entre os agentes do setor; e• definir os critérios e a metodologia para determinação de tarifas de transmissão.Conselho Nacional de Política de Energia - CNPEEm agosto de 1997, o Conselho Nacional de Política Energética – CNPE, foi criado para assessorar o Presidenteda República no desenvolvimento da política nacional de energia. O CNPE é presidido pelo MME, e a maioriade seus membros é formada por ministros do governo. O CNPE foi criado para otimizar o uso dos recursos deenergia do Brasil e para garantir o fornecimento de energia no País.Operador Nacional do Sistema - ONSCriado em 1998, o ONS é uma entidade de direito privado sem fins lucrativos constituída por geradores,transmissores, distribuidores, consumidores livres e comercializadores. A Lei do Novo Modelo do Setor Elétricoconcedeu ao governo poder para indicar três diretores para a Diretoria Executiva do ONS. O papel básico doONS é coordenar e controlar as operações de geração e transmissão do Sistema Elétrico Interligado Nacional,sujeito à regulamentação e supervisão da ANEEL.Os objetivos e as principais responsabilidades do ONS incluem:• planejamento operacional para o setor de geração;• organização do uso do Sistema Elétrico Interligado Nacional e interligações internacionais;• garantir aos agentes do setor acesso à rede de transmissão de maneira não discriminatória;• assistência na expansão do sistema energético;• propor ao MME os planos e diretrizes para extensões da Rede; e• apresentação de regras para operação do sistema de transmissão para aprovação da ANEEL.306

Mercado Atacadista de Energia - MAE e a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEEOriginalmente uma entidade auto-regulada, o órgão de mercado, a partir de 2002, passou a estar sujeito àautorização, supervisão e regulamentação da ANEEL. O Mercado Atacadista de Energia (MAE) era responsávelpela contabilização e pela liquidação das diferenças no mercado de energia de curto prazo entre seus agentesparticipantes.Em 12 de agosto de 2004, o Governo editou um decreto estabelecendo a regulamentação aplicável à novaCâmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) e, dessa forma, em 10 de novembro de 2004 o MAE foisucedido pela CCEE e suas atividades e ativos foram absorvidos por esse novo órgão de mercado. Tal como oMAE, a CCEE é constituída por agentes de geração, distribuição, comercialização e consumidores livres.Um dos principais papéis da CCEE é realizar leilões públicos no Ambiente de Contratação Regulada, tal como oleilão realizado em 7 de dezembro de 2004. Além disso, a CCEE é responsável, entre outras coisas, por (1)registrar os contratos de comercialização de energia no Ambiente de Contratação Regulada, os contratosresultantes de contratações de ajustes e os contratos celebrados no Ambiente de Contratação Livre, e (2)contabilizar e liquidar as transações de curto prazo.Empresa de Pesquisa Energética - EPECriada em agosto de 2004, a Empresa de Pesquisa Energética, ou EPE é responsável por conduzir pesquisasestratégicas no Setor de Energia Elétrica, inclusive com relação à energia elétrica, petróleo, gás, carvão e fontesenergéticas renováveis. As pesquisas realizadas pela EPE serão usadas para subsidiar o MME em seu papel deelaborador de programas para o setor energético nacional.Comitê de Monitoramento do Setor de EnergiaA Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico autorizou a criação do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico, ouCMSE, que atua sob a direção do MME. O CMSE é responsável pelo monitoramento das condições defornecimento do sistema e pela indicação das providências necessárias para a correção de problemasidentificados.O NOVO MODELO PARA O SETORSUMÁRIOA Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico introduziu alterações relevantes na regulamentação do setor elétricobrasileiro visando (1) fornecer incentivos aos agentes privados e públicos para construir e manter capacidadede geração e (2) garantir o fornecimento de energia no Brasil a tarifas módicas por meio de processos de leilõespúblicos de energia elétrica. As principais características da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico incluem:• Criação de dois ambientes paralelos para comercialização de energia, com (1) um para empresas dedistribuição, chamado Ambiente de Contratação Regulada; e (2) um outro mercado para consumidoreslivres e empresas de comercialização de energia, em que será permitida a concorrência.• Restrições a certas atividades de distribuidoras, de forma a garantir que estejam voltadas apenas a seuprincipal negócio a fim de assegurar serviços mais eficientes e confiáveis a seus consumidores.• Restrição ao self-dealing, para fornecer um incentivo para que distribuidoras contratem energia a preçosmais baixos disponíveis, ao invés de comprar energia de partes relacionadas.• Cumprimento dos contratos assinados antes da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, a fim de proporcionarestabilidade às transações realizadas antes de sua promulgação.• Proibição das distribuidoras venderem eletricidade aos consumidores livres a preços não regulados.• Proibição das distribuidoras exercerem atividades de geração ou transmissão de energia elétrica, bem comoparticiparem em outras sociedades de forma direta ou indireta.• Exclusão da Eletrobrás e suas subsidiárias do Plano Nacional de Desestatização, programa criado pelogoverno em 1990 visando promover o processo de privatização das empresas estatais.307

Contestações à Constitucionalidade da Lei do Novo Modelo do Setor ElétricoA Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico está atualmente sendo contestada, em seus aspectos formais, com baseem fundamentos constitucionais perante o Supremo Tribunal Federal. O governo apresentou pedido paraextinguir as ações argumentando que as contestações constitucionais foram hipoteticamente apresentadasporque se relacionavam a uma medida provisória que já tinha sido convertida em lei. Entretanto, em 4 deagosto de 2004, o Supremo Tribunal Federal negou o pedido do governo e decidiu julgar as ações. Uma decisãofinal sobre essa questão está sujeita ao voto da maioria dos 11 (onze) Ministros, sendo que um quorum de pelomenos 8 (oito) Ministros deve estar presente. Até a presente data, o Supremo Tribunal Federal não publicouuma decisão final e não temos conhecimento quando tal decisão poderá ser proferida. Portanto, a Lei do NovoModelo do Setor Elétrico está atualmente em vigor. Independentemente da decisão do Supremo TribunalFederal, certas partes da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico referentes a restrições às distribuidoras quedesenvolvem atividades não relacionadas à distribuição de energia, bem como vendas de energia pordistribuidoras a consumidores livres e a eliminação do self-dealing, devem permanecer em vigor.Coexistência de Dois Ambientes de Contratação de EnergiaOs negócios de compra e venda de energia são atualmente realizados em dois mercados: (1) o Ambiente deContratação Regulada, que inclui a contratação de energia elétrica pelas empresas de distribuição por meio deleilões para o atendimento a todo o seu mercado e (2) Ambiente de Contratação Livre, que inclui compras deenergia por agentes não regulados tais como consumidores livres e comercializadores.A energia gerada por (1) projetos de geração de baixa capacidade localizados próximos a pontos de consumo(tais como usinas de co-geração e pequenas centrais hidrelétricas), (2) usinas qualificadas de acordo com oPROINFA, e (3) Itaipu, não estarão sujeitos a processo de leilão para fornecimento de energia ao Ambiente deContratação Regulada. A energia gerada por Itaipu é comercializada pela Eletrobrás e os volumes que devemser comprados por cada concessionária de distribuição são estabelecidos por meio de quotas definidas pelaANEEL. A tarifa pela qual a energia gerada por Itaipu é comercializada é denominada em dólar norte-americanoe estabelecida conforme tratado firmado entre Brasil e Paraguai. Como conseqüência, a tarifa de Itaipuaumenta ou diminui, em conformidade com a variação da taxa de dólar norte-americano/real. Alterações nopreço da energia gerada por Itaipu estão, entretanto, sujeitas ao mecanismo de ressarcimento das variaçõesdos custos da Parcela A discutido abaixo em “Tarifas de Distribuição.”Desverticalização do Setor ElétricoA desverticalização no setor de energia elétrica é um processo aplicável às empresas que atuam de formaverticalmente integrada, tendo como objeto a segregação das atividades de geração, transmissão e distribuiçãode energia elétrica e vem sendo implementada no Brasil desde 1995. Basicamente, o processo dedesverticalização tem como objetivos (i) evitar a existência de subsídios cruzados entre as atividades degeração, transmissão e distribuição de energia elétrica, isto é, evitar que as tarifas auferidas por uma dasreferidas atividades subsidiem qualquer das demais e (ii) efetivar e estimular a competição no setor elétrico nossegmentos nos quais a competição é possível (geração e comercialização), bem como aprimorar o sistema deregulação dos segmentos nos quais há monopólio de rede (transmissão e distribuição).A Lei do Novo Modelo de Setor Elétrico, que dispõe sobre a comercialização de energia elétrica, determina queas concessionárias, permissionárias e autorizadas de serviço público de distribuição de energia elétrica queatuem no SIN, não poderão desenvolver atividades: (i) de geração; (ii) de transmissão, (iii) de venda de energiaa Consumidores Livres; (iv) de participação em outras sociedades, direta ou indiretamente; ou (v) estranhasao objeto social, exceto nos casos previstos em lei e nos respectivos contratos de concessão. Tais restriçõesnão se aplicam (i) ao fornecimento de energia a sistemas elétricos isolados; (ii) ao atendimento de seu própriomercado desde que inferior a 500GWh/ano e (iii) na captação, aplicação ou empréstimo destinados à própriadistribuidora ou a sociedade do mesmo grupo econômico, mediante prévia anuência da ANEEL. As atividadesestranhas aos serviços públicos de distribuição de energia elétrica desenvolvidas por concessionárias de acordocom os respectivos contratos de concessão deverão ser incluídas como fontes alternativas de receita daconcessionária e os rendimentos advindos de tais atividades serão considerados para a determinação dosvalores das tarifas aplicáveis, com vistas à modicidade tarifária dos serviços de energia elétrica.Da mesma forma, as concessionárias e as autorizadas de geração que atuem no SIN não poderão ser coligadasou controladoras de sociedades que desenvolvam atividades de distribuição de energia elétrica no SIN.A CEMIG completou seu processo de desverticalização em 2005.308

AMBIENTE DE CONTRATAÇÃO REGULADANo Ambiente de Contratação Regulada, empresas de distribuição compram energia para consumidores cativospor meio de leilões públicos regulados pela ANEEL, e operacionalizados pela CCEE. Compras de energia serãofeitas por meio de dois tipos de contratos: (1) Contratos de Quantidade de Energia, e (2) Contratos deDisponibilidade de Energia.De acordo com o Contrato de Quantidade de Energia, a geradora compromete-se a fornecer determinadovolume de energia e assume o risco de que esse fornecimento de energia seja afetado por condiçõeshidrológicas e níveis baixos dos reservatórios. De acordo com o Contrato de Disponibilidade de Energia, ageradora compromete-se a disponibilizar um volume específico de capacidade ao Ambiente de ContrataçãoRegulada. Nesse caso, a receita da geradora está garantida e possíveis riscos hidrológicos são imputados àsdistribuidoras. Entretanto, eventuais custos adicionais incorridos pelas distribuidoras serão repassados aosconsumidores. Juntos, esses contratos constituem os CCEAR.De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, a previsão de mercado de cada Distribuidora é oprincipal fator na determinação do volume de energia a ser contratado pelo sistema. De acordo com o novomodelo, as distribuidoras são obrigadas a contratar 100% de suas necessidades projetadas de energia, e nãomais os 95% estabelecidos pelo modelo anterior. O não atendimento da totalidade dos seus mercados poderesultar em multas para as distribuidoras.De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, as empresas de distribuição possuem o direito derepassar aos seus consumidores os custos relacionados à energia que compram por meio de leilões públicosassim como quaisquer tributos e encargos do setor relacionados a tais leilões.AMBIENTE DE CONTRATAÇÃO LIVRENo Ambiente de Contratação Livre a energia elétrica é comercializada entre concessionárias de geração,Produtores Independentes de Energia, auto-produtores, agentes de comercialização, importadores de energiae consumidores livres.Consumidores potencialmente livres são aqueles cuja demanda excede 3 MW, em tensão, igual ou superior a69 kV ou em qualquer nível de tensão, se o fornecimento começou após 7 de julho de 1995. Além disso,consumidores com demanda contratada igual ou superior a 500 kW ou mais poderão ser servidos porfornecedores, que não sua empresa local de distribuição, contratando energia de fontes energéticasalternativas, tais como energia eólica, biomassa ou pequenas centrais hidrelétricas.Uma vez que um consumidor tenha optado pelo Ambiente de Contratação Livre, este somente poderá retornarao ambiente regulado se notificar seu Distribuidor local com cinco anos de antecedência, ou em menor prazoa critério do distribuidor. Tal exigência prévia busca garantir que, se necessário, a construção de nova geraçãoeficiente em termos de custo possa ser finalizada a fim de atender o regresso de consumidores livres aoAmbiente de Contratação Regulada. A fim de minimizar os efeitos de perdas resultantes de consumidores queescolhem se tornar consumidores livres, as distribuidoras podem reduzir o montante de energia existentecontratado junto às geradoras de acordo com o volume de energia que não irão mais distribuir aosconsumidores livres. Geradoras estatais podem vender energia a consumidores livres, mas diferentemente dasgeradoras privadas, são obrigadas a fazê-lo por meio de um processo público, que garante transparência eacesso igual a todas as partes interessadas.Atualmente, clientes de alta tensão que compram energia de distribuidores no Ambiente de ContrataçãoRegulado o fazem a preços subsidiados. Esse subsídio, conhecido por “subsídio cruzado”, começou a sergradualmente retirado a partir de julho de 2003 e será totalmente eliminado até 2007.O risco de perda de consumidores livres foi bastante minimizado a partir de 2005. A maior parte dosconsumidores potencialmente livres da CEMIG D optou pelo mercado livre, comprando energia da CEMIG GT.Nesse sentido, o mercado da distribuidora é atualmente composto por parcela de consumidores industriaispotencialmente livres, parcela esta equivalente a 18% do mercado total da CEMIG D.309

Eliminação do self-dealingUma vez que a compra de energia para consumidores cativos será realizada no Ambiente de ContrataçãoRegulada, a contratação entre partes relacionadas (self-dealing), por meio da qual as distribuidoras podematender até 30% de suas necessidades de energia por meio da energia adquirida de empresas afiliadas, nãoserá mais permitida, exceto no contexto dos contratos que foram devidamente aprovados pela ANEEL antes dapromulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico.Contratos Assinados Antes da Lei do Novo Modelo do Setor ElétricoA Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico estabelece que contratos assinados por empresas de distribuição eaprovados pela ANEEL antes da edição da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico não podem ser alterados emseus prazos, preços ou volumes já contratados, com exceção dos contratos iniciais, conforme descrito abaixo.Durante o período de transição (1998-2005) para o mercado de energia livre e competitivo estabelecido pelalegislação anterior, a compra e venda de energia entre concessionárias de geração e de distribuição ocorria pormeio dos contratos iniciais. O objetivo do período de transição era permitir a introdução gradual da concorrênciano setor e proteger os participantes do mercado contra a exposição aos preços do mercado de curto prazo,potencialmente voláteis. Durante esse período, os contratos iniciais foram reduzidos em 25% a cada ano, apartir de 2003, finalizando em 31 de dezembro de 2005.De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, as empresas de geração podem comercializar suaenergia não contratada no Ambiente de Contratação Regulada ou no Ambiente de Contratação Livre. Com ovencimento dos contratos iniciais no fim de 2005, toda a energia descontratada passou a ser negociada noAmbiente de Contratação Regulada ou no Ambiente de Contratação Livre.Compras de Energia de acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor ElétricoEm 30 de julho de 2004, o governo editou regulamentação relativa à compra e venda de energia no Ambientede Contratação Regulada e no Ambiente de Contratação Livre, assim como a outorga de autorizações econcessões para projetos de geração de energia. Essa regulamentação inclui regras referentes aos leilões, aoscontratos de comercialização de energia e ao método de repasse de custos aos consumidores finais.A regulamentação determina que todos os agentes compradores de eletricidade devem contratar toda ademanda de energia necessária para o atendimento de 100% de seus mercados ou cargas de acordo com asdiretrizes do novo modelo. Os agentes vendedores de energia devem fornecer suporte comprobatório (lastro)ligando a energia a ser vendida às instalações de geração de energia existentes ou planejadas. Os agentes quenão cumprirem tais exigências estão sujeito a multas impostas pela ANEEL.A partir de 2005, todas as empresas de distribuição passaram a ser obrigadas a notificar ao MME, até 1º deagosto de cada ano, a respeito de sua demanda estimada de energia para cada um dos cinco anossubseqüentes, para que o MME estabeleça o montante total de energia a ser comercializado no Ambiente deContratação Regulada. Além disso, as empresas de distribuição passaram a ser obrigadas a especificar a partedo montante que pretendem contratar para atender seus consumidores potencialmente livres.A nova regulamentação determina que as empresas de distribuição de energia cumpram suas obrigações defornecimento de energia basicamente por meio de leilões públicos, em conformidade com os procedimentosdescritos em “O Leilão de 2004” e “Leilões Subseqüentes”, abaixo.Além desses leilões, a empresa de distribuição compra compulsoriamente energia de (1) projetos de geraçãode energia participantes do PROINFA e (2) Itaipu Binacional. Adicionalmente, a empresa pode ainda comprarenergia de geração distribuída, de empresas de geração ligadas diretamente à rede da empresa de distribuição.Os Leilões de Energia ExistenteEm 7 de dezembro de 2004, a CCEE realizou o primeiro leilão de energia existente com base nas condiçõesestabelecidas pela Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico.O leilão foi realizado em duas fases, por meio de um sistema eletrônico. Na primeira fase, as negociaçõesocorreram em rodadas múltiplas, em cada uma das quais os vendedores de energia ofereceram blocos deenergia a um preço específico (preço vigente) a serem entregues dentro de um prazo proposto. Os tamanhosdos blocos de energia e seus respectivos prazos de entrega foram estabelecidos antecipadamente pelo MME.310

A primeira fase cessou quando nenhuma oferta para vender foi feita em uma rodada e os preços vigentes foramiguais ou inferiores aos preços de reserva (teto permitido pelo MME para a celebração dos contratos).A segunda fase teve uma única rodada, em que os vendedores que fizeram ofertas válidas na primeira fasepuderam fazer novas ofertas para cada bloco de energia.Depois da conclusão do leilão de 2004, as empresas de distribuição e as vendedoras celebraram os CCEARsestabelecendo as condições, os preços e os montantes de energia contratados. As distribuidoras também foramobrigadas a apresentar garantias financeiras. De acordo com os termos do Contrato de Constituição deGarantia, as compradoras disponibilizarão recebíveis em um montante igual a 110% do montante médio dasúltimas três faturas do CCEAR.Em abril e outubro de 2005, foram realizados o segundo e o terceiro Leilão de Energia Existente,respectivamente. O prazo dos contratos de energia existente é de 8 anos.Os resultados da compra de energia pela CEMIG D nos leilões de energia existente promovidos pela CCEEencontram-se no quadro abaixo:ResultadosAno de início de fornecimento2005 2006 2007 2008CEMIG-D (Compra)Volume (MW médios) 530 919 0 105Prazo (MW médios) 8 8 0 8Preço (R$/ MWh) 57,51 67,33 0 83,13Leilões SubseqüentesOs leilões de energia para novos projetos de geração serão realizados (1) cinco anos antes da data da entregainicial (mencionados como leilões “A-5”), e (2) três anos antes da data da entrega inicial (mencionados comoleilões “A-3”). Haverá também leilões de energia de empreendimentos existentes de geração de energia (1)realizados um ano antes da data da entrega inicial (mencionados como leilões “A-1”) e (2) realizados nomáximo quatro meses antes da data da entrega (mencionados como “ajustes de mercado”). Os editais paraos leilões serão preparados pela ANEEL, em conformidade com as diretrizes estabelecidas pelo MME.Cada empresa de geração vencedora nos leilões assinará um contrato de compra de energia com cada empresade distribuição participante do mesmo. O montante de energia vendido pela geradora é divididoproporcionalmente pela quantidade demandada de cada distribuidora no referido leilão, obtendo-se desta formao montante de energia vinculado a cada contrato. A única exceção a essas regras refere-se ao leilão de ajustede mercado, em que os contratos serão entre empresas vendedoras específicas e empresas de distribuição. OCCEAR de ambos os leilões A-5 e A-3 terá uma duração entre 15 e 30 anos, e o CCEAR dos leilões A-1 teráuma duração entre 5 e 15 anos. Contratos resultantes dos leilões de ajuste do mercado serão limitados a umaduração de dois anos.Em 16 de dezembro de 2005, foi realizado o primeiro Leilão de Energia Nova. O prazo de duração dos contratosé de 30 anos para energia hidráulica e de 15 anos para energia térmica. Os resultados da compra de energiapela CEMIG D no Leilão de energia nova podem ser vistos no quadro a seguir.Ano 2008 2009 2010HidráulicaVolume (MW médios) 4,5 3,2 92,0Prazo do Contrato (anos) 30 30 30Preço (R$/MWh) 106,95 113,89 114,83TérmicaVolume (MW médios) 35,3 58,8 89,0Prazo do Contrato (anos) 15 15 15Preço (R$/MWh) 132,26 129,26 121,81TotalVolume (MW médios) 39,8 62,0 181,0Preço (R$/MWh) 127,15 127,77 117,11311

O segundo Leilão de Energia Nova foi realizado no dia 29 de junho de 2006, sendo este um leilão A-3. Assimcomo no primeiro leilão, a duração dos contratos é de 30 anos para fontes hidráulicas e 15 anos para fontestérmicas. O quadro abaixo traz os resultados da compra de energia pela CEMIG D:Ano 2009HidráulicaVolume (MW médios) 60,4Prazo do Contrato (anos) 30Preço (R$/MWh) 126,77TérmicaVolume (MW médios) 19,2Prazo do Contrato (anos) 15Preço (R$/MWh) 132,39TotalVolume (MW médios) 79,6Preço (R$/MWh) 128,13Redução do Nível de Energia ContratadaO Decreto Nº 5.163, de 30 de julho de 2004, que regula a comercialização de energia de acordo com a Lei doNovo Modelo do Setor Elétrico, permite que empresas de distribuição reduzam seus CCEARs de energiaexistente (1) para compensar a saída de consumidores potencialmente livres do Ambiente de ContrataçãoRegulada, conforme declaração de necessidade de contratação encaminhada ao MME, (2) até 4% ao ano domontante inicialmente contratado devido a desvios das projeções estimadas do mercado, a critério dasempresas de distribuição, começando dois anos após a demanda inicial de energia ter sido declarada e (3) nahipótese de aumentos nos montantes de energia adquirida nos termos dos contratos firmados antes de 17 demarço de 2004.As circunstâncias em que a redução do nível de energia contratada ocorrerá serão devidamente estabelecidasnos CCEARs, e poderão ser exercidas a critério exclusivo da empresa de distribuição e em conformidade comas disposições descritas acima e regulamentação da ANEEL.Limitação de RepasseAs regras estabelecem também limites para repasse dos custos com a compra de energia aos consumidoresfinais. O Valor Anual de Referência (VR), que corresponde à média ponderada dos preços da energia nos leilõesA-5 e A-3 calculado para todas as empresas de distribuição, cria um incentivo para empresas de distribuiçãocontratarem suas necessidades de energia nos leilões A-5 que, acredita-se, terão preços inferiores aos dosleilões A-3. O VR será aplicado nos primeiros três anos dos contratos de comercialização de energia dos novosprojetos de geração de energia. Do quarto ano em diante, os custos de aquisição da energia desses projetosserão integralmente repassados. O decreto estabelece as seguintes restrições na capacidade de empresas dedistribuição de repassar os custos aos consumidores:• não repasse dos custos referentes aos volumes que excedam 103% da carga anual de fornecimento;• repasse limitado dos custos para compras de energia feitas em um leilão “A-3”, se o volume da energiaadquirida exceder 2% da demanda verificada 2 anos antes (ou seja, em “A-5”);• repasse limitado dos custos de aquisição de energia de novos projetos de geração de energia se o volumerecontratado por meio de CCEARs de instalações existentes de geração estiver abaixo do “Limite Inferior deContratação” definido pelo Decreto Nº 5.163/04;• de 2006 a 2009, compras de energia das instalações existentes no leilão “A-1” estão limitadas a 1% dademanda das empresas de distribuição. Se a energia adquirida no leilão “A-1” exceder este limite de 1%, orepasse de custos da parcela excedente aos consumidores finais está limitado a 70% do valor médio de taiscustos de aquisição de energia gerada pelas instalações existentes de geração. O MME estabelecerá o preçomáximo de aquisição para a energia gerada pelos projetos existentes;312

• se as distribuidoras não cumprirem a obrigação de contratarem integralmente suas demandas, o repassedos custos de energia adquirida no mercado de curto-prazo será equivalente ao menor valor entre o PLD(Preço de Liquidação das Diferenças);• repasse limitado ao VR dos leilões de ajuste, sendo que o montante contratado não poderá exceder a 1%da carga total contratada;• repasse limitado ao VR da contratação de energia elétrica proveniente da geração distribuída, cujo montantecontratado não poderá exceder a 10% da carga do agente de distribuição.Índice para Repasse de Energia Fornecida por ItaipuA ANEEL determina anualmente o Índice para Repasse de Energia Fornecida por Itaipu, em dólar norteamericano.Em dezembro de 2004, o índice para o exercício de 2005 foi estabelecido em um montante iguala US$19,2071/kW, e em dezembro de 2005 o índice para o exercício de 2006 foi estabelecido em um montanteigual a US$21,5311/kW.LIMITAÇÕES À PARTICIPAÇÃOEm 2000, a ANEEL estabeleceu novos limites à concentração de certos serviços e atividades no setorenergético. De acordo com esses limites, com exceção de empresas que participam do Programa Nacional deDesestatização (que precisam apenas cumprir tais limites desde que sua reestruturação societária final sejaconsumada) nenhuma empresa de energia poderá (1) deter mais de 20% da capacidade instalada do Brasil,25% da capacidade instalada das regiões Sul/Sudeste/Centro-Oeste ou 35% da capacidade instalada dasregiões Norte/Nordeste, exceto se tal porcentagem corresponder à capacidade instalada de uma única usina degeração, (2) deter mais de 20% do mercado de distribuição do Brasil, 25% do mercado de distribuição dasregiões Sul/Sudeste/Centro-Oeste ou 35% do mercado de distribuição das regiões Norte/Nordeste, exceto nahipótese de um aumento na distribuição de energia excedendo as taxas de crescimento nacionais ou regionaise (3) deter mais de 20% do mercado de comercialização final do sistema elétrico nacional, 20% do mercadode comercialização intermediária do sistema elétrico nacional, ou 25% da soma das porcentagens departicipação nas comercializações final e intermediária.TARIFAS PELO USO DOS SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO E TRANSMISSÃOA ANEEL homologa tarifas pelo uso e acesso aos sistemas de distribuição e de transmissão. As tarifas são (i)“wheeling fees” (tarifas de distribuição, transmissão ou ambas), ou TUSD, e (ii) uma tarifa pelo uso do sistemade transmissão, compreendendo a Rede Básica e suas instalações auxiliares, ou TUST. Além disso, as empresasde distribuição do sistema interligado Sul/Sudeste pagam taxas específicas pela transmissão de eletricidadegerada em Itaipu. Nos últimos anos, o governo teve por meta a melhoria do sistema de transmissão nacionale, como resultado, algumas empresas de transmissão se envolveram em programas de expansão significativos,que foram custeados por aumentos nas tarifas de transmissão. O aumento nas tarifas de transmissão e taxaspagas pelas Concessionárias de Distribuição é repassado aos seus respectivos clientes através dos Reajustesde Tarifas Anuais. Abaixo é apresentado um resumo de cada tarifa ou taxa.TUSD- Tarifa de Uso do Sistema de DistribuiçãoEm regra, a TUSD paga por concessionárias de distribuição e geração e consumidores livres pelo uso do sistemade distribuição de uma empresa de distribuição à qual estão conectados, é reajustada anualmente de acordocom a variação de seus componentes. Atualmente a TUSD é composta por duas parcelas. Uma denominada“TUSD encargos” cobrada com base no consumo de energia, e outra, a “TUSD fio” cobrada pela demandacontratada.Entretanto, recentemente o Governo Federal editou o Decreto nº 5.597 (“Decreto 5.597/2005”), publicado em29 de novembro de 2005, que concedeu aos consumidores atendidos em tensão igual ou superior a 230 kV oacesso à rede basca de transmissão de energia elétrica mediante construção das instalações necessárias parao acesso diretamente pelo próprio consumidor.Em outras palavras, os consumidores livres foram autorizados a acessar diretamente a rede básica sem ointermédio de empresas de transmissão e distribuição. De acordo com o Decreto 5.597/2005, o acesso deconsumidores pelo próprio consumidor será objeto de autorização a ser expedida pela ANEEL. A autorização daANEEL apenas será concedida em casos de (i) ligação de nova unidade consumidora não conectada313

anteriormente, desde que tecnicamente compatível com o nível de tensão igual ou superior a 230 kV e (ii)alteração da forma de conexão de unidade consumidora já atendida em tensão inferior a 230 kV, emdecorrência de aumento de carga ou necessidade de melhoria de qualidade devidamente comprovada.O pagamento da TUSD, bem como o de encargos e tributos como a recomposição tarifária extraordinária (RTE),que também deixarão de ser pagos pelos consumidores livres, recairá agora exclusivamente sob osconsumidores cativos, que não têm a opção de se desvincular da rede.Além de permitir o acesso à rede por meio de investimento próprio, o Decreto 5.597/2005 determina tambémque as instalações de transmissão para uso exclusivo de um consumidor ou de um agente poderão seracessadas por outro agente ou consumidor interessado que atenda às condições legais e à regulação expedidapela ANEEL. Esta forma de acesso será ressarcida ao construtor da obra e remunerada ao agente detransmissão de acordo com regulação a ser expedida pela ANEEL.Nos termos do Decreto 5.597/2005, parte de uso comum das instalações de transmissão acessada deverá serdoada sem ônus, à concessionária de transmissão que celebrou o contrato de conexão com o consumidor epassará a integrar a rede básica. No caso específico da CEMIG, todos os consumidores de 230kV já estavamligados à Rede Básica, não trazendo o Decreto qualquer impacto para a CEMIG D.TUST - Tarifa de Uso do Sistema de TransmissãoA TUST é paga por empresas de distribuição, geradoras e consumidores livres pelo uso da Rede Básica e érevisada anualmente de acordo com (i) a inflação e (ii) a receita anual das empresas de transmissão (queincorpora custos de expansão da própria rede). De acordo com critérios estabelecidos pela ANEEL, proprietáriosdas diferentes partes da rede de transmissão transferiram a coordenação de suas instalações para o ONS emcontrapartida do recebimento de pagamentos de usuários do sistema de transmissão. Usuários da rede,inclusive empresas de geração, empresas de distribuição e consumidores livres, assinaram contratos com o ONSque lhes conferem o direito de usar a rede de transmissão mediante o pagamento de tarifas. Outras partes darede que são de propriedade de empresas de transmissão mas não são consideradas como parte da rede detransmissão são disponibilizadas diretamente aos usuários interessados que pagam uma taxa específica para aempresa de transmissão.Taxa de Transporte de ItaipuA usina de Itaipu possui uma rede de transmissão exclusiva operada em corrente contínua e alternada, que nãoé considerada como parte da Rede Básica ou do sistema de conexão intermediário. O uso deste sistema éremunerado por uma taxa específica chamada de taxa de transporte de Itaipu, paga pelas empresas quecompulsoriamente compram energia de Itaipu, proporcionalmente às respectivas quotas.TARIFAS DE DISTRIBUIÇÃOOs valores das tarifas de distribuição são reajustados anualmente pela ANEEL, conforme fórmula paramétricaprevista no contrato de concessão. Ao ajustar tarifas de distribuição, a ANEEL divide os custos deconcessionárias de distribuição entre (1) custos fora do controle da distribuidora (chamado de custos “nãogerenciáveis”), ou Parcela A, e (2) custos sob o controle das distribuidoras (chamado de custos “gerenciáveis”),ou Parcela B. Os custos da Parcela A incluem, entre outros:• Custos de energia comprada de Itaipu;• Custos de energia comprada de acordo com contratos bilaterais livremente negociados entre as partes;• Custos de energia comprada em leilões públicos;• Determinados encargos regulatórios; e• Custos de transmissão e conexão.• O repasse de custos de compra de energia de acordo com contratos de fornecimento negociados antes daLei do Novo Modelo do Setor Elétrico está sujeito a homologação dos mesmos frente a ANEEL para as tarifasde fornecimento, custos de compras de energia que excedam 103% da demanda real, ou que não sejamadquiridas dentro do mercado regulado.314

A Parcela B compreende os itens de custo que estão sob o controle das concessionárias e incluem, entre outros:• Retorno sobre o investimento relacionado à área de concessão;• Impostos sobre receitas;• Custos de depreciação; e• Custos de operação e manutenção do sistema de distribuição.O contrato de concessão de cada empresa de distribuição estabelece um Reajuste de Tarifa Anual. Nestemomento, se busca que todos os custos da Parcela A sejam totalmente repassados aos clientes. Os custos daParcela B, entretanto, são corrigidos de acordo com o índice IGP-M, ajustado por um fator X.As empresas de distribuição de energia elétrica, conforme o contrato de concessão, também têm direito àrevisão periódica das tarifas com intervalos que podem variar entre três e cinco anos (no caso da CEMIG D, acada cinco anos). Nestas revisões (1) todos os custos da Parcela B são recalculados e (2) o fator X é calculadocom base em três componentes: (i) Xc estabelecido a cada ano, é baseado na satisfação do cliente conformepesquisa da ANEEL; (ii) Xa, também estabelecido a cada ano, é calculado considerando a diferença entre osíndices de inflação IPC-A e o IGP-M multiplicada pelos custos totais com pessoal, material e serviços daDistribuidora (uma vez que esses aumentos se baseiam no IPC-A e os aumentos da Parcela B se baseiam noIGP-M) e; e (3) Xe, estabelecido a cada revisão periódica, é um fator baseado em ganhos de produtividade daconcessionária devido ao crescimento de mercado.O Fator X é usado para ajustar a remuneração da distribuidora em 11,26%, em função dos ganhos de escalaque a mesma venha a obter durante o intervalo regulatório. Dessa forma, quando da conclusão de cada revisãoperiódica, a aplicação do fator X (devido a aplicação do Xe) determina o compartilhamento dos ganhos deprodutividade das empresas de distribuição com os clientes finais.Além disso, concessionárias de distribuição de energia têm direito a revisão extraordinária, analisadas caso acaso, para assegurar seu equilíbrio econômico-financeiro e compensá-las por custos imprevisíveis, inclusiveimpostos, que alterem significativamente sua estrutura de custos.Desde 2002, clientes de baixa renda têm-se beneficiado de uma tarifa especial estabelecida pelo governoatravés da ANEEL. Durante o ano de 2002, o déficit gerado pela aplicação desta tarifa especial foi financiadopela Eletrobrás com fundos da RGR. Em 2002, de acordo com o Decreto Nº. 4.336/02, foi determinado que asempresas de distribuição seriam compensadas pela perda de receitas resultante da Tarifa Especial pelo GovernoFederal com fundos derivados de dividendos pagos pela Eletrobrás e outras empresas estatais federais e doCDE.TAXAS REGULATÓRIASEm determinadas circunstâncias, as empresas de energia são compensadas por ativos ainda não depreciados,usados na concessão caso a mesma seja revogada ou não renovada ao final do contrato de concessão. Em1971, o Congresso Brasileiro criou o Fundo de Reserva Global de Reversão, ou Fundo RGR, destinado a proverfundos para essa compensação. Em Fevereiro de 1999, a ANEEL revisou a cobrança de uma taxa exigindo quetodas as distribuidoras e determinadas geradoras que operam sob regimes de serviço público fizessemcontribuições mensais ao Fundo RGR a uma taxa anual equivalente a 2,5% dos ativos fixos da empresa emserviço, até um teto de 3% do total das receitas operacionais em cada ano. Nos últimos anos, o Fundo RGRtem sido usado, principalmente, para financiar projetos de geração e distribuição. O Fundo RGR estáprogramado para ser suspenso até 2010, e a ANEEL está obrigada a revisar a tarifa de tal forma que oconsumidor receba algum benefício pelo término do Fundo RGR.O governo impôs uma taxa aos Produtores Independentes de Energia baseada em recursos hídricos, exceto porpequenas usinas hidrelétricas, similar à taxa cobrada de empresas do setor público em associação como FundoRGR. Produtores Independentes de Energia são obrigados a fazer contribuições ao Fundo de Uso de BemPúblico, ou Fundo UBP, de acordo com as regras do processo de licitação pública correspondente para a outorgade concessões.315

Empresas de distribuição, e empresas de geração que vendem diretamente a clientes finais, são obrigadas acontribuir para a Conta de Consumo de Combustível - CCC que foi criada em 1973 com o objetivo de gerarreservas financeiras para cobertura de custos de combustíveis associados ao aumento do uso de usinas deenergia termoelétrica. As contribuições anuais são calculadas com base em estimativas do custo de combustívelnecessário para a geração de energia pelas usinas termelétricas no ano seguinte. A CCC é administrada pelaEletrobrás.Em Fevereiro de 1998, o governo estabeleceu a extinção da CCC. Estes subsídios tem sido gradualmenteextintos durante um período de três anos a partir de 2003 para usinas de energia termoelétrica construídas atéFevereiro de 1998 e atualmente pertencentes ao Sistema Elétrico Interligado Nacional. Usinas termoelétricasconstruídas depois daquela data não terão direito a subsídios da CCC. Em Abril de 2002, o governo estabeleceuque os subsídios da CCC continuariam a ser pagos às usinas termelétricas localizadas em sistemas isolados porum período de 20 anos com o intuito de promover a geração de energia nestas regiões.À exceção de algumas pequenas usinas de energia hidrelétricas, todas as instalações hidrelétricas no Brasildevem pagar uma taxa a estados e municípios pelo uso de recursos hídricos, a Compensação Financeira peloUso de Recursos Hídricos, ou COFURH, que foi introduzida em 1989. As taxas são determinadas com base novolume de energia gerado por cada empresa e são pagas aos estados e municípios onde a usina ou oreservatório da usina está localizado.Em 2002, o governo instituiu a CDE, que é financiada através de pagamentos anuais feitos por concessionáriaspelo uso de ativos públicos, penalidades e multas impostas pela ANEEL e, desde 2003, pelas taxas anuais pagaspor agentes que oferecem energia a usuários finais, por meio de uma taxa a ser adicionada às tarifas pelo usodos sistemas de transmissão e distribuição. Estas taxas são reajustadas anualmente. A CDE foi criada para darsuporte (1) ao desenvolvimento da produção de energia em todo o país, (2) à produção de energia por fontesalternativas, e (3) à universalização de serviços de energia em todo o Brasil. A CDE permanecerá em vigor por25 anos e é administrada pela Eletrobrás.A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico estabelece que a falta de pagamento da contribuição ao RGR, CDE,CCC, compensação financeira por utilização de recursos hídricos, ou de pagamentos devidos em virtude dacompra de energia e no Ambiente de Contratação Regulada ou de Itaipu impedirá que a parte inadimplentereceba reajuste de tarifa (exceto a revisão extraordinária) ou receba recursos advindos do RGR, CDE ou CCC.MECANISMO DE REALOCAÇÃO DE ENERGIADe acordo com as regras de comercialização em vigor, a proteção contra riscos hidrológicos para usinashidrelétricas despachadas centralizadamente é garantida através de um Mecanismo de Realocação de Energia(MRE), que procura mitigar os riscos envolvidos, determinando que usinas hidrelétricas compartilhem os riscoshidrológicos do Sistema Elétrico Interligado Nacional (SIN). De acordo com a legislação em vigor, a receita davenda de energia por empresas de geração hidrelétrica não depende da energia gerada por estas, e sim daEnergia Assegurada de cada usina que é determinada em cada ato autorizativo. Qualquer desequilíbrio entre aenergia efetivamente gerada e a Energia Assegurada é coberto pelo MRE. A finalidade do MRE é a de mitigarriscos hidrológicos, garantindo que todas as usinas do MRE participem de modo proporcional às suas EnergiasAsseguradas. Em outras palavras, o MRE realoca a energia, transferindo (ou alocando) a energia excedentedaquelas que geraram acima de suas Energias Asseguradas para aquelas que geraram abaixo de suas EnergiasAsseguradas. O despacho das usinas é determinado pelo ONS, que leva em conta a demanda de energia, ascondições hidrológicas do sistema interligado nacional e as limitações da transmissão. O volume da energiaefetivamente gerada por usina participante do MRE é precificado de acordo com uma tarifa denominada “Tarifade Otimização de Energia”, que cobre os custos de operação e manutenção da usina. Esta receita ou despesaadicional é contabilizada mensalmente para cada geradora.RACIONAMENTOA Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico estabelece que, na hipótese de decretação de uma redução compulsóriano consumo de energia numa determinada região, todos os CCEARs por quantidade de energia, cujoscompradores estejam localizados nessa mesma região, terão seus volumes ajustados na proporção da reduçãode consumo verificada.316

PESQUISA E DESENVOLVIMENTOAs empresas detentoras de concessões, permissões e autorizações para distribuição, geração e transmissão deenergia devem investir a cada ano um mínimo de 1% de sua receita operacional líquida em pesquisa edesenvolvimento. Pequenas Centrais Hidrelétricas e projetos eólicos, de energia solar e de biomassa não estãosujeitos a esta exigência.GESTÃO AMBIENTALA Lei Federal nº 9.605, de 12 de fevereiro de 1998 (“Lei 9.605/98”), alterada pela Lei Federal nº 9.985, de 18de julho de 2000 e regulamentada pelo Decreto Federal nº 3.179, de 21 de setembro de 1999 (“Decreto3.179/99”), estabelece sanções penais e administrativas derivadas de condutas lesivas ao meio ambiente. Nostermos da Lei 9.605/98, as pessoas físicas (incluindo, entre outros, no exercício de suas funções, os diretores,administradores e gerentes de pessoas jurídicas) e as pessoas jurídicas que pratiquem atos considerados crimesambientais poderão sofrer penas de natureza criminal que abrangem, no primeiro caso, penas de multa,restritivas de direitos e privativas de liberdade, e, no segundo caso, penas de multa, restritivas de direitos eprestação de serviços à comunidade.Administrativamente, as sanções podem variar desde imposições de advertências e multas, até a suspensãoparcial ou total de atividades, podendo também incluir a perda ou restrição de incentivos fiscais e ocancelamento ou suspensão de linhas de financiamento junto a estabelecimentos oficiais de crédito, bem comoa proibição de contratar com o poder público. A multa administrativa varia entre R$500 a R$50 milhões.O COPAM é o órgão responsável pela formulação e execução da política ambiental no Estado de Minas Gerais.No histórico dos serviços prestados pelo órgão, cabe destacar seu importante papel na formulação e conduçãoda política ambiental no Estado, por meio de um processo aberto à participação de representantes da sociedadecivil.O COPAM, criado em 1977 como Comissão de Política Ambiental, tem o seu histórico marcado pela inovaçãona forma de atuação dos conselhos governamentais, especialmente pelas suas características de órgãocolegiado e pela participação de representantes de associações não governamentais como seus membros.Essas características inovaram a forma de organização de conselhos governamentais e a forma de elaboraçãode políticas públicas.Sua existência é anterior à implantação do CONAMA, criado em 1981, que instituiu o Sistema Nacional de MeioAmbiente. A estrutura de organização do COPAM, também adotada pelo CONAMA, consagrou o processo deformulação de políticas ambientais por meio da estrutura colegiada e composta por representantesgovernamentais e da sociedade civil.Com a criação da Secretaria de Estado do Meio Ambiente e Desenvolvimento Sustentável – SEMAD em 1995,o COPAM passou a ser a ela vinculado. Algumas das competências do COPAM são repassadas aos seguintesórgãos do Governo do Estado de Minas Gerais:• Fundação Estadual de Meio Ambiente – FEAM: responsável pelo controle das atividades industriais,mineradoras e de infra-estrutura;• Instituto Estadual de Florestas – IEF: responsável pelo controle das atividades agrícolas, pecuárias eflorestais; e• Instituto Mineiro de Gestão das Águas – IGAM: responsável pela instrução de processo de outorga do direitode uso das águas.Entre as competências de caráter deliberativo destacam-se a concessão de licença ambiental para atividadespotencialmente poluidoras e o julgamento, em primeira instância, dos processos de infração tipificados comograves ou gravíssimos pelo não cumprimento da legislação ambiental. A sinergia entre as câmaras técnicas eo conselho completam as principais características da estrutura do COPAM.317

Licenciamento AmbientalA construção, instalação, ampliação e funcionamento de obras que utilizem recursos ambientais e que sejamconsideradas efetiva ou potencialmente poluidoras e passíveis de causar degradação ambiental dependem deprévio licenciamento ambiental a ser concedido pelo respectivo órgão ambiental competente. A legislaçãofederal que estabelece normas gerais sobre o licenciamento ambiental são: a Lei nº 6.938, de 31 de agosto de1981 (“Lei 6.938/81”), que trata da Política Nacional de Meio Ambiente, regulamentada pelo Decreto Federalnº 99.274, de 06 de junho de 1990, a Lei 9.605/98, o Decreto 3.179/99 e Medida Provisória Nº 1.710 de 1998(atualmente Medida Provisória Nº 2.163-41 de 23/08/01), Deliberações Normativas COPAM Nº 17 de 17/12/96e Nº 23 de 21/10/97, Portaria Federal Nº 28 de 31/10/2003 do IPHAN e Resolução CONAMA Nº 6 de16/09/87.()A base legal estadual para o licenciamento ambiental é a Lei 7.772, regulamentada pelo Decreto Estadual nº39.424, de 05 de fevereiro de 1998. Adicionalmente, a Deliberação Normativa COPAM nº 74, de 09 de setembrode 2004, trouxe novas e complementares disposições sobre os temas a seguir:• nova classificação de empreendimentos;• novos parâmetros para enquadramento de porte do empreendimento;• possibilidade de requerimento da autorização ambiental de funcionamento para empreendimentos deimpacto ambiental não significativo;• possibilidade de requerimento das licenças prévia e de instalação ao mesmo tempo para determinadosempreendimentos; e• ampliação do número de parcelas dos custos de análise.No Estado de Minas Gerais, o licenciamento ambiental é exercido pelo COPAM, por intermédio das CâmarasEspecializadas, no tocante às atividades industriais, mineradoras e de infra-estrutura e do IEF, no tocante àsatividades agrícolas, pecuárias e florestais.Neste contexto, o COPAM é responsável pela formulação de normas técnicas e padrões de qualidade ambiental,a autorização para implantação e operação de atividades potencialmente poluidoras e a aprovação das normase diretrizes para o Sistema Estadual de Licenciamento Ambiental.Para fins de licenciamento ambiental, os empreendimentos são classificados em seis classes. Aqueles listadosnas classes 1 e 2, considerados como de pequeno porte e pequeno potencial poluidor, estão sujeitos à obtençãode Autorização Ambiental de Funcionamento, que é um processo mais simples de licenciamento. Os demaisempreendimentos devem ser licenciados pelo processo de licenciamento ambiental que se constitui de trêsetapas, nas quais o órgão ambiental emite as seguintes licenças:• Licença Prévia: solicitada durante a fase preliminar de planejamento do projeto e contém requisitos básicosa serem atendidos com relação à localização, instalação e operação do empreendimento, observadas asnormas de uso e ocupação do solo.• Licença de Instalação: solicitada na fase preliminar de implantação do empreendimento e tem por objetivoanalisar o projeto das obras a serem executadas e as ações de controle de impactos ambientais.• Licença de Operação: solicitada na fase de início da operação do empreendimento, visa autorizar o inícioda atividade licenciada e funcionamento dos sistemas de controle ambiental descritos durante o processode licenciamento. A validade da licença de operação é condicionada ao cumprimento das exigênciasestabelecidas pelo órgão ambiental.A Autorização Ambiental de Funcionamento, vale mencionar, é emitida após a realização do cadastro naCOPAM/FEAM, e destina-se a autorizar o funcionamento de empreendimentos de pequeno porte, com pequenoou médio impacto ambiental. Deve ser solicitada na fase de início das operações do empreendimento. Quase90% de nossos empreendimentos, passíveis de licenciamento ambiental, são objetos deste tipo de autorização.Termos de Ajuste de Conduta - TACOs Termos de Ajustamento de Conduta - TACs estão previstos na Lei Federal nº 7.347, de 24 de julho de 1985,lei da ação civil pública, e também na Lei 9.605, (“Lei de Crimes Ambientais”). Os TACs podem ser firmados318

pelos órgãos públicos legitimados a proporem ações civis públicas, que incluem o Ministério Público e os órgãosestaduais e federal de controle ambiental, tendo por objeto o ajuste da conduta daquele que pratica atividadelesiva ao meio ambiente, mediante cominações.O TAC pode ser firmado no curso de uma investigação civil conduzida pelo Ministério Público, no curso de umprocesso administrativo, diretamente com o órgão de controle ambiental (a FEAM, por exemplo), ou ainda nocurso de uma ação civil pública, hipótese na qual, após homologado, constituirá um título executivo judicial.Nas outras hipóteses, o TAC tem eficácia de título executivo extrajudicial, podendo o interessado, portanto, sercompelido judicialmente a cumprir com o compromisso assumido, diretamente, sem prévia ação deconhecimento do direito.É comum serem impostas multas cominatórias para o caso de descumprimento de compromisso assumido. Noentanto, as multas não são imprescindíveis para a conclusão do acordo, podendo tal acordo prever apenasobrigações de fazer. Nas ações de execução baseadas em TACs, poderá ser determinado o pagamento de multadiária para o cumprimento das obrigações de fazer estabelecidas, mesmo que o termo em si não tenha previstomulta cominatória, ou também poderá ser determinada a majoração de eventual multa já prevista, consideradacomo insuficiente para forçar o cumprimento da obrigação.Crimes AmbientaisA Lei 9.605/98 prevê a responsabilidade criminal da pessoa jurídica que comete crime ambiental, sem exclusãodas pessoas físicas, autoras, co-autoras ou partícipes do mesmo fato. Nos termos da referida lei, a pessoajurídica está sujeita às seguintes penalidades criminais: (i) multa; (ii) restritiva de direitos; e (iii) prestação deserviços à comunidade.As penas restritivas de direito da pessoa jurídica podem abranger a suspensão parcial ou total da atividade, ainterdição temporária de estabelecimento, obra ou atividade, e a proibição de contratar com o poder público,bem como dele obter subsídios, subvenções ou doações.Por sua vez, a definição do valor da multa segue os critérios estabelecidos no Código Penal, segundo o qual amulta poderá variar entre dez e 360 dias-multa. O dia-multa é fixado pelo juiz, não podendo ser inferior a umtrigésimo do salário mínimo vigente à época do fato, nem superior a cinco vezes esse salário. Sendo ineficaz ovalor estabelecido, a lei ambiental autoriza que a multa seja aumentada em até três vezes do valorestabelecido.09.03 - PERÍODOS DE SAZONALIDADE NOS NEGÓCIOSA Cemig Distribuição S.A. foi constituída no dia 8 de setembro de 2004 e se tornou operacional em 1 de janeirode 2005, portanto, não tem ainda um histórico de mercado.A distribuição percentual estimada das vendas trimestrais de energia, ao longo de 2006, foi a seguinte:1º Trimestre: 25%2º Trimestre: 24%3º Trimestre: 24%4º Trimestre: 24%O primeiro trimestre foi influenciado pelo último faturamento remanescente de consumidores cativos quemigraram para o mercado de consumidores livres no decorrer desse trimestre.10.01 - PRODUTOS E SERVIÇOS OFERECIDOS1 - Item 2 - Principais Produtos e/ou Serviços 3 - % da Receita Líquida01 Fornecimento de Energia Elétrica 86,0002 Uso de rede de distribuição 14,00319

10.02 - MATÉRIAS PRIMAS E FORNECEDORES5 - Disponível 6 - Disponível 9 - % de4 - Valor no no 7 - Nome 8 - Tipo Fornecimento2 - Matéria da Mercado Mercado do do sobre o Total das1 - Item Prima 3 - Importação Importação Local Externo Fornecedor Fornecedor Compras da Cia.01 Energia Elétrica NÃO 0 SIM SIM Eletrobrás - Energia de Itaipu Não Ligado 32,8502 Energia Elétrica NÃO 0 SIM SIM Furnas Não Ligado 5,6103 Energia Elétrica NÃO 0 SIM SIM Camara de Com. de Energia Elétrica-CCEE Não Ligado 1,0304 Energia Elétrica NÃO 0 SIM SIM Cemig Geração e Transmissão S.A. Empresa dePropriedade doAcionista Controlador 10,0005 Energia Elétrica NÃO 0 SIM SIM Outros geradores - (Repasse) Não Ligado 31,5106 Outras NÃO 0 SIM SIM Outros fornecedores Não Ligado 19,0011.01 - PROCESSO DE PRODUÇÃOConsiderando que a distribuição de energia elétrica é serviço não há processo de produção, somente decomercialização e distribuição.11.02 - PROCESSO DE COMERCIALIZAÇÃO, DISTRIBUIÇÃO, MERCADOS E EXPORTAÇÃOÁREA DE CONCESSÃOA Cemig Distribuição tem como área de concessão 567.740 Km 2 (não revisado pelos auditores independentes),aproximadamente 97,00% do Estado de Minas Gerais, atendendo a 6.302.080 mil consumidores (não revisadopelos auditores independentes) em 31 de março de 2007.A CEMIG D acredita possuir a maior rede de distribuição de energia elétrica da América Latina e uma das quatromaiores do mundo, com mais de 386 mil quilômetros de extensão, a qual se encontra em posição estratégicae de vital importância dentro do Sistema Interligado do Sudeste.O mapa abaixo representa a área de atuação da CEMIG D:320

ESTRUTURA ORGANIZACIONALA CEMIG D é uma subsidiária integral da CEMIG. A estrutura organizacional da CEMIG é composta peloConselho de Administração, Conselho Fiscal, pela presidência, vice-presidência e por cinco diretorias, cujasresponsabilidades são determinadas pelo Conselho de Administração, em conformidade com o Estatuto Socialda CEMIG.Segue a estrutura organizacional da CEMIG D e da CEMIG:DPR - PresidênciaDVP - Vice-PresidênciaDDC - Diretoria de Distribuição e ComercializaçãoDFN – Diretoria de Finanças, Participações e de Relações com InvestidoresDGT – Diretoria de Geração e Transmissão (*)DGE – Diretoria de Gestão EmpresarialDPC - Diretoria de Planejamento, Projetos e Construções(*) A composição da Diretoria Executiva da CEMIG D é idêntica a da CEMIG, com exceção da Diretoria deGeração e Transmissão, que na CEMIG D não possui designação específica.DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICAA principal atividade da CEMIG D consiste na prestação de serviço público distribuição de energia elétrica. Emdezembro de 2006, a CEMIG D era uma das maiores concessionárias de distribuição de energia elétrica no Brasilem termos de GWh vendidos a usuários finais e a primeira em número de consumidores atendidos.A CEMIG D detém em sua área de concessão a distribuição exclusiva para clientes que necessitam de menosde 3 MW de eletricidade de voltagem abaixo de 69 kV. As operações de distribuição da CEMIG D consistem datransferência de eletricidade a partir do sistema de transmissão a subestações de distribuição e a seguir aconsumidores finais. Em 30 de junho de 2006, a CEMIG D fornecia diretamente 40,4% da eletricidade faturadapelo mercado CEMIG Consolidada, a uma área geográfica que compreende aproximadamente 96,7% de MinasGerais.A CEMIG D tem um sistema de distribuição que é um dos maiores da América Latina, tendo registrado umcrescimento anual médio 4,1% nas atividades de distribuição, no período compreendido entre os anos de 1997e 2005. A CEMIG D detém e opera 402.865 quilômetros de redes de subtransmissão e distribuição. Em 30 dejunho de 2006 a rede de distribuição da CEMIG D possuía uma capacidade instalada de 8.085 MVA, englobando605.189 transformadores de distribuição, 355 subestações de distribuição e 1.521 alimentadores, medindo arede de distribuição 386.785 quilômetros, em comparação com 371.543 quilômetros em 30 de junho de 2005,e a rede de subtransmissão 16.080 quilômetros, em comparação com 16.102 quilômetros em 30 de junho 2005.321

Da eletricidade fornecida pela CEMIG D aos usuários finais e outras concessionárias no Estado de Minas Geraisno exercício findo em 31 de dezembro 2005, foram fornecidos 26,3% a clientes industriais, 32,4% a clientesresidenciais, 18,5% a clientes comerciais e 22,3% a clientes rurais e outros, sendo o restante de 0,4% referenteàs outras concessionárias que atuam no Estado. No período de seis meses findo em 30 de junho de 2006, taispercentuais foram 24,3%, 33,6%, 19,8%, 22,3% e 0%, respectivamente.No exercício encerrado em 31 de dezembro de 2005, a CEMIG D registrou acréscimos de 135 mil novosconsumidores faturados e no período de seis meses findo em 30 de junho de 2006, o acréscimo foi de 91 milnovos consumidores.Em 2005 e no período de seis meses findo em 30 de junho de 2006, as vendas da CEMIG D representaram,respectivamente, 6,1% e 5,7% do consumo total de eletricidade no país. No exercício encerrado em 31 dedezembro de 2005, a CEMIG D faturou 6,0 milhões de consumidores ligados à sua rede de distribuição, inclusiveclientes ligados como parte dos programas de eletrificação rural e urbana.VENDAS DE ENERGIAClientes e ComercializaçãoOs clientes da CEMIG D estão todos localizados em sua área de concessão e são classificados em cincocategorias principais: (i) industriais (que incluem atividades de mineração, manufatura e transformação); (ii)residenciais; (iii) comerciais (que incluem empresas de prestação de serviços, universidades e hospitais); (iv)rurais; e (v) outros (que incluem instituições governamentais e públicas).Em função da migração de consumidores cativos para a condição de livres, o volume de vendas de energia daCemig Distribuição apresentou, em 2006, redução de 1,3% comparado a 2005. Apesar da redução naquantidade de energia faturada, a receita apresenta um aumento de 5,6% decorrentes de reajustes tarifárioscom impacto de 6,9% na tarifa média.A maior parte da eletricidade vendida pela CEMIG D é comprada por clientes residenciais, que participaram com32,4% do consumo total da CEMIG D em 2005 e com 33,6% no período de seis meses findo em 30 de junhode 2006.Contribuindo para o aumento de produção de seus clientes e utilizando-se de capacidade ainda disponível deseu sistema de distribuição e de sobras de energia de seu mercado, a CEMIG D ofertou energias especiais aseus clientes cativos, minimizando perdas decorrentes de venda no mercado atacadista, em que, atualmente,as tarifas para venda de energia são menores, garantido a competitividade aos seus clientes.11.03 - POSICIONAMENTO NO PROCESSO COMPETITIVO5 Maiores Distribuidores – Consumo em GWhFonte ABRADEE - Posição Dez/2006Classificação Empresa Consumo em GWh1º Eletropaulo 31.6422º Cemig Distribuição 20.2213º Light 19.1394º Cpfl 18.6405º Copel 17.5245 Maiores Distribuidores – Número de ConsumidoresFonte ABRADEE - Posição Dez/2006Classificação Empresa Número de Consumidores1º Cemig 6.009.8562º Eletropaulo 5.301.0143º Coelba 3.775.3424º Light 3.656.8345º Copel 3.256.564322

13.01 - PROPRIEDADES RELEVANTES6 - Área 7 - Área 11 - Alugada 12 - Data2 - Tipo de Total Construída 8 - Idade de do 13-Término 14-Obser-1 - Item Propriedade 3 - Endereço 4 - Município 5-UF (MIL m 2 ) (MIL m 2 ) (Anos) 9 - Seguro 10 - Hipoteca Terceiros Contrato Locação vação01 355 Subestações Diversos Diversos MG 1,000 0,000 0 SIM NÃO NÃO02 Linhas de DiversosSubtransmissão Municípios Diversos MG 16.080,000 0,000 0 SIM SIM NÃO03 Linhas deDistribuição Diversos Diversos MG 382.602,000 0,000 0 NÃO NÃO NÃO14.02 - INFORMAÇÕES RECOMENDÁVEIS, MAS NÃO OBRIGATÓRIASPolítica de atendimentoA Cemig Distribuição implementa, de forma contínua, ações de melhorias na estrutura de atendimento aos seusclientes, objetivando estabelecer canais de comunicação mais eficientes e agilidade no atendimento. Dentre asações, destacamos:• Manutenção contínua do credenciamento de estabelecimentos comerciais (farmácias, locadoras e padarias),para a expansão dos pontos de arrecadação e prestação de outros serviços comerciais em áreas que nãopossuem representação da Cemig Distribuição.• Implementação do Cemig Postal, um canal desenvolvido para os nossos clientes onde são utilizadosformulários com postagem “pré-paga”, disponíveis gratuitamente em locais sinalizados nos agentes CemigFácil.• Expansão e adequação da Central de Atendimento “Fale com a Cemig” às exigências da ANEEL, queregulamentou este canal de comunicação dos clientes com as concessionárias de energia. Hoje, o “Fale coma Cemig” está estruturado com 357 posições de atendimento para atender nossos clientes 24 horas por dia,via telefone, portal da Cemig, Chat e e-mail, permitindo maior eficiência nos serviços e garantindocomodidade e conforto aos clientes, que solicitam os serviços sem sair de casa. A capacidade deatendimento ultrapassa a casa das 60.000 chamadas/dia, tendo ultrapassado, em dias atípicos, o volumede 82.000 chamadas/dia, sem prejuízo da qualidade do atendimento.• Reestruturação e modernização das Agências de Atendimento para adequá-las a uma nova filosofia derelacionamento, com aplicação das áreas de auto-atendimento e instalação de linhas telefônicas com acessodireto à Central de Atendimento “Fale com a Cemig”.Qualidade no fornecimentoOs gráficos a seguir apresentam a evolução histórica dos indicadores de qualidade.323

Do total desses indicadores, cerca de 20% se referem aos desligamentos programados para melhorias naqualidade do fornecimento. Esses desligamentos são precedidos de avisos e, portanto, reduzem o impacto, paraos clientes, do corte temporário de energia.Reajuste TarifárioA Resolução nº 91 da Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica –GCE, de 21 de dezembro de 2001 e aLei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, estabeleceram os procedimentos para implementação da RTE, comentrada em vigor a partir de 27 de dezembro de 2001. Os reajustes tarifários foram definidos através daResolução nº 130 da GCE, em 30 de abril de 2002, conforme segue:• Reajuste de 2,90% para os consumidores das classes residencial (excluindo os consumidores de baixarenda), rural, iluminação pública e consumidores industriais de alta tensão em que o custo de energiaelétrica represente 18,00% ou mais do custo médio de produção e que atendam a determinados requisitosrelacionados com fator de carga e demanda de energia, especificados na Resolução.• Reajuste de 7,90% para os demais consumidores.A RTE está sendo utilizada para compensação dos itens a seguir:• Perdas com faturamento no período de 1º de junho de 2001 a 28 de fevereiro de 2002, correspondendo àdiferença entre a receita estimada da Companhia, caso não houvesse sido implementado o Programa deRacionamento, e a receita verificada sob a vigência do mesmo, conforme fórmula divulgada pela ANEEL.Não foram incluídas na apuração deste valor as eventuais perdas com inadimplência de consumidores, asquais não se espera serem relevantes, e o ICMS.• Repasse a ser efetuado às geradoras que compraram energia no MAE, sucedido em 2004 pela Câmara deComercialização de Energia Elétrica (“CCEE”), no período de 1º de junho de 2001 a 28 de fevereiro de 2002,com preço excedente ao valor de R$49,26/MWh (“energia livre”). Como a Companhia é apenas umarepassadora às geradoras dos valores recebidos, foram incluídos neste saldo os tributos e outros encargosregulatórios incidentes sobre a receita. Quando do repasse às geradoras, são deduzidos os impostos eencargos regulatórios mencionados.A recuperação dos créditos através da RTE, conforme Resolução Normativa nº 45, de 3 de março de 2004, éefetuada na proporção de 64,29% e 35,71% para os créditos referentes às perdas com faturamento e energialivre, respectivamente.Os créditos da RTE referentes a perdas com o racionamento estão sendo atualizados pela variação da SELICaté o mês efetivo da sua compensação.Os créditos de RTE referentes a energia livre são atualizados pela SELIC e adicionados de 1,00% de juros aoano para os valores a serem repassados para os geradores que obtiveram empréstimos do BNDES.DESEMPENHO ECONÔMICO - FINANCEIROLucro LíquidoA Cemig Distribuição apresentou, no primeiro trimestre de 2007, um lucro líquido de R$180.398, emcomparação ao lucro líquido de R$144.436 no primeiro trimestre de 2006, um aumento de 24,90%. Esteresultado deve-se principalmente à redução de 13,59% nos custos e despesas operacionais, sendoparcialmente compensado pela redução de 5,77% da receita líquida.Como evento extraordinário em 2007, na auditoria da ANEEL realizada no mês de março, para definição doreajuste tarifário, foi identificado um ativo regulatório de CVA de compra de energia superior ao montanteanteriormente registrado, representando um impacto positivo de R$30.793, dos quais R$29.245 referem-se aoexercício de 2006.LAJIDA (metodologia de cálculo não revisada pelos auditores independentes)324

O LAJIDA da Cemig Distribuição no primeiro trimestre de 2007 foi de R$368.963 comparados a R$284.753 nomesmo período do ano anterior, um aumento de 29,57%. Ajustado aos itens não recorrentes o LAJIDAapresenta uma redução de 3,78%.LAJIDA - R$ mil 31/03/2007 31/03/2006 Var %Lucro Líquido 180.398 144.436 24,90+ Despesa de IR e Contribuição Social 94.871 76.201 24,50+ Resultado não Operacional 9.350 7.639 22,40+ Resultado Financeiro (10.715) (35.839) (70,10)+ Amortização e Depreciação 95.059 92.316 2,97= LAJIDA 368.963 284.753 29,57Itens não recorrentes:+ Recomposição CVA da TUSD - 68.323 -- CVA energia (29.245) - -= LAJIDA AJUSTADO 339.718 353.076 (3,78)O melhor desempenho operacional verificado em 2007refletiu-se na margem do LAJIDA, que passou de20,69% no primeiro trimestre de 2006 para 28,44%em 2007.Fornecimento Bruto de Energia ElétricaA receita com fornecimento bruto de energia elétrica foi de R$1.920.510 no primeiro trimestre de 2007 emcomparação a R$1.899.815 no primeiro trimestre de 2006, representando um aumento de 1,09%. A receitacom fornecimento de energia elétrica a consumidores finais (excluindo consumo próprio) apresentou no mesmoperíodo um crescimento de 3,38%, R$1.910.610 no primeiro trimestre de 2007 comparados a R$1.848.069 noprimeiro trimestre de 2006.Os principais impactos na receita de 2007 decorreram dos seguintes fatores:• Reajuste tarifário com impacto médio nas tarifas dos consumidores de 7,05%, a partir de 8 de abril de 2006(efeito integral em 2007);• Aumento de 1,01% no volume de energia faturada a consumidores finais (excluindo consumo próprio).Quantidade de Energia Vendida a Consumidores Finais (MWh)(Informações não revisadas pelos auditores independentes)Consumo por ClasseMWhMar/07 Mar/06 Var %Residencial 1.693.716 1.656.875 2,22Industrial 1.144.147 1.149.179 (0,44)Comércio, Serviços e Outros 1.010.860 989.765 2,13Rural 385.238 404.227 (4,70)Poder Público 144.871 138.851 4,34Iluminação Pública 266.041 261.216 1,85Serviço Público 252.499 248.113 1,77Total 4.897.372 4.848.226 1,01325

Receita de uso da redeEsta receita refere-se a TUSD advinda dos encargos cobrados dos consumidores livres sobre a energia vendidaprincipalmente pela Cemig Geração e Transmissão e apresentou uma redução de 1,25%, no montante de R$3.959(R$313.102 no primeiro trimestre de 2007 em comparação a R$317.061 no primeiro trimestre de 2006). Estaredução deve-se à exclusão, nas tarifas de TUSD, dos encargos de CCC, CDE e PROINFA, em função de Resoluçãoda ANEEL. A Companhia pleiteará junto a ANEEL, o ressarcimento das perdas no próximo reajuste tarifário.Custos não controláveisAs diferenças entre os somatórios dos custos não controláveis (também denominados “CVA”) utilizados comoreferência no cálculo do reajuste tarifário e os desembolsos efetivamente realizados são compensados nosreajustes tarifários subseqüentes, sendo registrados no Ativo Circulante e Realizável a Longo Prazo comodespesas antecipadas. Em função de alteração do plano de contas da ANEEL, alguns itens foram transferidospara a conta Deduções à Receita Operacional. Maiores informações nas notas explicativas nº 2 e nº 7 dasInformações Trimestrais.Deduções à receita operacionalAs deduções à receita operacional foram de R$950.810 no primeiro trimestre de 2007 comparados a R$853.687no primeiro trimestre de 2006, um aumento de 11,38%. As principais variações nas deduções à receita sãocomo segue:Conta de Consumo de Combustível – CCCA dedução à receita referente a CCC foi de R$112.880 no primeiro trimestre de 2007 comparados a R$76.266no primeiro trimestre de 2006, representando um aumento de 48,01%. Refere-se aos custos de operação dasusinas térmicas dos sistemas interligado e isolado brasileiro rateados entre os concessionários de energiaelétrica através de Resolução da ANEEL. Este é um custo não controlável, sendo que a dedução á receitaregistrada corresponde ao valor efetivamente repassado para a tarifa.Conta de Desenvolvimento Energético - CDEA dedução à receita referente a CDE foi de R$74.091 no primeiro trimestre de 2007 comparados a R$56.441no primeiro trimestre de 2006, um aumento de 31,27%. Os pagamentos são definidos através de Resoluçãoda ANEEL. Este é um custo não controlável, sendo que a despesa reconhecida no resultado corresponde aovalor efetivamente repassado para a tarifa.As demais variações são baseadas em percentual do faturamento, portanto, as suas variações são diretamenteproporcionais à evolução da receita.Custos e despesas operacionais (excluindo resultado financeiro)Os custos e despesas operacionais (excluindo resultado financeiro) foram de R$1.023.276 no primeiro trimestrede 2007 comparados a R$1.184.161 no primeiro trimestre de 2006, representando uma redução de 13,59%.Este resultado decorre principalmente da variação de custos não controláveis que foram repassados para atarifa como energia comprada para revenda e encargos de uso da rede. Vide maiores informações sobre acomposição dos custos e despesas operacionais na nota explicativa nº 24 das Informações Trimestrais.As principais variações nas despesas estão descritas a seguir:PessoalA despesa com pessoal no primeiro trimestre de 2007 foi de R$156.756, comparados a R$157.914 no primeirotrimestre de 2006, não apresentando variação expressiva. A quantidade de empregados da Companhiaaumentou de 7.852 em março de 2006 para 8.306 em março de 2007, um aumento de 454 empregados. Oaumento na quantidade de empregados não refletiu em um aumento na despesa devido a uma maiortransferência para obras em andamento (R$29.709 em no primeiro trimestre de 2007 comparados a R$18.520no primeiro trimestre de 2006). Vide a composição da despesa com pessoal na nota explicativa nº 24 dasInformações Trimestrais.326

Energia Elétrica Comprada para RevendaA despesa com energia elétrica comprada para revenda foi de R$440.021 no primeiro trimestre de 2007,comparados a R$560.817 no primeiro trimestre de 2006, representando uma redução de 21,54%. Este é umcusto não controlável, sendo que a despesa reconhecida no resultado corresponde ao valor efetivamenterepassado para a tarifa. Vide maiores informações na nota explicativa nº 24 das Informações Trimestrais.Depreciação/AmortizaçãoA despesa com depreciação e amortização não apresentou variação relevante na comparação entre os períodos,R$95.059 de janeiro a março de 2007 comparados a R$92.316 de janeiro a março de 2006, representando umaumento de 2,97% que decorre substancialmente da entrada em operação de novas redes e linhas dedistribuição.Obrigações Pós-EmpregoA despesa com obrigações pós-emprego foi de R$18.393 no primeiro trimestre de 2007, comparados aR$27.158 no primeiro trimestre de 2006, representando uma redução de 32,27%. Estas despesas representambasicamente os juros incidentes sobre as obrigações atuariais da Cemig Distribuição, líquidos do rendimentoesperado dos ativos dos planos, estimados por atuário externo. A redução na despesa decorre do maiorcrescimento dos ativos em relação às obrigações.Provisões OperacionaisAs provisões operacionais foram de R$50.861 no primeiro trimestre de 2007 comparados a R$42.166 noprimeiro trimestre de 2006, um aumento de 20,62%. Esta variação decorre principalmente da provisão paraprocessos administrativos da ANEEL no valor de R$30.000, constituída em março de 2007. Vide maioresinformações nas notas explicativas nº 18 e nº 24 das Informações Trimestrais.Encargos de Uso da Rede de TransmissãoA despesa com encargos de uso da rede de transmissão foi de R$116.984 no primeiro trimestre de 2007,comparados a R$195.557 no primeiro trimestre de 2006, representando uma redução de 40,18%. Esta despesarefere-se aos encargos devidos pelos agentes de distribuição e geração de energia elétrica pela utilização dasinstalações, componentes da rede básica, conforme definido através de Resolução pela ANEEL. Este é um custonão controlável, sendo que a despesa reconhecida no resultado corresponde ao valor efetivamente repassadopara a tarifa.Receitas (Despesas) FinanceirasO resultado financeiro de janeiro a março de 2007 foi uma receita financeira líquida de R$10.715, comparadaa uma receita financeira líquida de R$35.839 de janeiro a março de 2006. Os principais fatores que impactaramo resultado financeiro estão relacionados a seguir:• Redução da receita de aplicação financeira em função de menor volume de recursos aplicados (R$8.009 noprimeiro trimestre de 2007 comparados a R$18.095 no primeiro trimestre de 2006).• Receita com variação monetária do Acordo Geral do Setor Elétrico no primeiro trimestre de 2007 nomontante de R$40.659 comparados a R$57.811 no primeiro trimestre de 2006, uma redução de 29,67%.Esta redução deve-se principalmente a menor variação da SELIC, indexador dos ativos, em 2007 e tambémà redução dos saldos dos ativos regulatórios.• Ganhos líquidos com variações cambiais no primeiro trimestre de 2007, no montante de R$21.886 emcomparação a ganhos líquidos de R$47.748 no primeiro trimestre de 2006, advindos basicamente dosempréstimos e financiamentos em moeda estrangeira. No primeiro trimestre de 2007, o real apresentouuma valorização de 4,10% frente ao dólar norte-americano em comparação a uma valorização de 7,19% nomesmo período de 2006.327

• Perda líquida com instrumentos derivativos utilizados em operações de hedge, no primeiro trimestre de2007, no montante de R$21.076 comparada a uma perda líquida de R$53.940 no primeiro trimestre de2006. Esta variação deve-se à valorização do Real frente ao dólar norte-americano, mencionada no itemanterior.Imposto de Renda e Contribuição SocialA Cemig Distribuição apurou, no primeiro trimestre de 2007, despesas com Imposto de Renda e ContribuiçãoSocial no montante de R$94.871 em relação ao lucro de R$275.269, antes dos efeitos fiscais, um percentualde 34,46%. No primeiro trimestre de 2006, a Companhia apurou despesas com Imposto de Renda eContribuição Social no montante de R$76.201 em relação ao lucro de R$220.637, antes dos efeitos fiscais, umpercentual de 34,54%. Estas taxas efetivas estão conciliadas com as taxas nominais na nota explicativa nº 9das Informações Trimestrais em 31 de março de 2007.INFORMAÇÕES ADICIONAIS AO QUADRO 16.PROVISÕES PARA CONTINGÊNCIASA Companhia constitui provisão para contingências das ações cuja expectativa de perda seja consideradaprovável. Desta forma, encontra-se provisionado em 31 de março de 2007, o valor de R$4.638, um acréscimode R$1.974 em relação ao período anterior. Este valor refere-se substancialmente a contingências trabalhistas.A Companhia recebe uma subvenção da Eletrobrás em função do desconto nas tarifas dos consumidores debaixa renda. A Companhia foi autuada pela Secretaria da Fazenda do Estado de Minas Gerais, que consideraque a subvenção recebida deve ser incluída na base de cálculo do ICMS. A potencial perda nessa ação é deR$81.345, não incluindo o ICMS que poderia ser questionado pela Secretaria referente aos períodossubseqüentes a autuação. Nenhuma provisão foi constituída para fazer face a essa disputa, uma vez que aCompanhia acredita não ser uma obrigação legal e ter argumentos de mérito para defesa contra esta demanda.A expectativa de perda nesta ação é considerada como possível.Em 09 de janeiro de 2007, a ANEEL notificou a Cemig Distribuição S.A. por considerar incorretos alguns critériosadotados pela Companhia na apuração da receita com subvenção de baixa renda, questionando os critérios deidentificação dos consumidores que deveriam receber o benefício e também o cálculo de apuração da diferençaa ser reembolsada pela Eletrobrás, no montante estimado de R$143.000. A Companhia constituiu uma provisãocorrespondente a perda que considera como provável na questão, no valor de R$30.000.Obrigações Previdenciárias e Fiscais – Indenização do AnuênioA Cemig Distribuição pagou uma indenização aos empregados no exercício de 2006, no montante deR$127.058, em troca do direito referente aos anuênios futuros que seriam incorporados aos salários. ACompanhia não efetuou os recolhimentos de Imposto de Renda e Contribuição Previdenciária sobre este valorpor considerar que essas obrigações não são incidentes sobre verbas indenizatórias. Entretanto, para evitar orisco de uma eventual multa no futuro em função de uma interpretação divergente da Receita Federal e INSS,a Companhia decidiu impetrar um mandato de segurança que permitiu o depósito judicial no valor daspotenciais obrigações sobre esta verba, no montante de R$87.268 registrado na conta de Depósitos Vinculadosa Litígios. Nenhuma provisão foi constituída para eventuais perdas com este assunto e a Companhia considerao risco de perda nesta ação como possível.Contingências da ControladoraA CEMIG, controladora da Cemig Distribuição, discute em juízo ações para as quais considera ser possível ouremoto o risco de perda. Um eventual desfecho negativo nessas causas pode vir a impactar os negócios daCemig Distribuição. As principais causas que têm esta característica estão descritas a seguir:• Diversos consumidores e o promotor público do Estado de Minas Gerais impetraram ações cíveis contra aCEMIG contestando reajustes tarifários aplicados em exercícios anteriores, incluindo recomposição tarifáriaextraordinária e índice inflacionário utilizado para aumentar a tarifa de energia elétrica em abril de 2003.Foi solicitado o reembolso em dobro dos montantes que eventualmente venham a ser considerados comocobrados indevidamente pela Companhia. A Companhia acredita ter argumentos de mérito para defesajudicial e, portanto, não constituiu provisão para estas ações.328

• A CEMIG é ré em processos questionando os critérios de medição dos valores a serem cobrados referentea contribuição de iluminação pública, no valor total de R$477.785. A Companhia acredita ter argumentos demérito para defesa judicial e, portanto, não constituiu provisão para esta ação. A expectativa de perda nestaação é considerada possível.14.03 - OUTRAS INFORMAÇÕES CONSIDERADAS IMPORTANTES PARA MELHOR ENTENDIMENTODA COMPANHIARISCOS RELACIONADOS A FATORES MACROECONÔMICOSA CEMIG D e a CEMIG são partes em vários processos judiciais cíveis, trabalhista e fiscais que são ajuizadosno curso habitual dos seus negócios. Em 30 de junho de 2006, as contingências da CEMIG D e da CEMIG,decorrentes desses processos somavam respectivamente R$111,2 milhões e R$8.572,0 milhões. Deste total, ovalor de R$0,9 milhão da CEMIG D e R$530,8 milhões da CEMIG referiam-se a questões fiscais, R$8,2 milhõesda CEMIG D e R$162,8 milhões da CEMIG referiam-se a questões trabalhistas, e R$18,2 milhões da CEMIG De R$280,2 milhões da CEMIG referiam-se a questões cíveis e comerciais. Em 30 de junho de 2006, a CEMIGD e a CEMIG, haviam estabelecido provisões no valor total de R$6,5 milhões e R$405,3 milhões,respectivamente.Se a CEMIG D ou a CEMIG forem condenadas a efetuar pagamentos em montante superior aos valoresprovisionados, poderá haver um impacto negativo em suas condições financeiras e resultados operacionais.O Governo Federal tem exercido, e continua a exercer, significativa influência sobre a economia brasileira. Ascondições políticas e econômicas brasileiras podem afetar desfavoravelmente os negócios, condição financeirae o resultado operacional da CEMIG D, bem como sua capacidade de pagamento das Debêntures.A economia brasileira tem sido marcada por freqüentes e, por vezes, significativas intervenções do GovernoFederal, que modificam as políticas monetária, de crédito, fiscal e outras para influenciar a regulamentação daeconomia do Brasil.As ações do Governo Federal para controlar a inflação e efetuar outras políticas envolveram no passado, dentreoutras, controle de salários e preço, desvalorização da moeda, controles no fluxo de capital e determinadoslimites sobre as mercadorias e serviços importados. Os negócios, condição financeira e resultados de suasoperações podem ser desfavoravelmente afetados em razão de mudanças na política pública federal, estaduale municipal, referentes a tarifas públicas e controles de câmbio, bem como por outros fatores, tais como:• variação nas taxas de câmbio;• controle de câmbio;• inflação;• flutuações nas taxas de juros;• liquidez no mercado doméstico financeiro e de capitais e mercados de empréstimos;• escassez de energia elétrica;• instabilidade de preços;• eleições para a Presidência da República e Governos Estaduais em 2006;• política fiscal e regime tributário; e• medidas de cunho político, social e econômico que ocorram ou possam afetar o Brasil.A CEMIG D não tem controle sobre quais medidas ou políticas o Governo Federal poderá adotar no futuro enão pode prevê-las.A contínua evolução da economia brasileira e as ações do atual ou futuro Governo Federal podem afetardesfavoravelmente os negócios, condição financeira e resultados das operações da CEMIG D, bem como suacapacidade de pagamento das Debêntures.329

A inflação e as medidas do Governo Federal para combater a inflação podem contribuir para aincerteza econômica no Brasil, afetando desfavoravelmente os resultados operacionais da CEMIGD, bem como sua capacidade de pagamento das Debêntures.Historicamente, o Brasil teve altos índices de inflação. Os índices de inflação foram de 25,3% em 2002, 8,7%em 2003, 12,4% em 2004 e 1,2% em 2005, de acordo com o IGP-M. As medidas do Governo Federal paracombater a inflação, combinadas com a especulação de futuras políticas de controle inflacionário, contribuírampara a incerteza econômica e aumentaram a volatilidade do mercado de capitais brasileiro. Futuras medidastomadas pelo Governo Federal, incluindo ajustes na taxa de juros, intervenção no mercado de câmbio e açõespara ajustar ou fixar o valor do Real, podem ter um efeito material desfavorável sobre a economia brasileira eos negócios da CEMIG D, bem como na capacidade de pagamento das Debêntures.Caso o Brasil venha a vivenciar uma significativa inflação no futuro, é possível que a CEMIG D não seja capazde ajustar as tarifas cobradas de seus clientes para compensar os efeitos da inflação em sua estrutura decustos, o que poderia aumentar seus custos e diminuir suas margens líquidas e operacionais. Pressõesinflacionárias também podem afetar sua habilidade de acessar mercados financeiros estrangeiros e podem levara políticas de combate inflacionário, que podem prejudicar seus negócios ou afetar desfavoravelmente o valorde mercado das Debêntures.A instabilidade na taxa de câmbio pode afetar desfavoravelmente os resultados das operações daCEMIG D, bem como sua capacidade de pagamento das Debêntures.A moeda brasileira tem historicamente sofrido freqüentes desvalorizações. No passado, o Governo Federalimplementou diversos planos econômicos e fez uso de diferentes políticas cambiais, incluindo desvalorizaçõesrepentinas, mini-desvalorizações periódicas (durante as quais a freqüência dos ajustes variou de diária amensal), sistemas de câmbio flutuante, controles cambiais e dois mercados de câmbio. As desvalorizaçõescambiais em períodos de tempo mais recentes resultaram em flutuações significativas nas taxas de câmbio doReal frente ao Dólar e outras moedas. Em 31 de dezembro de 2005, a taxa de câmbio entre o Real e o Dólarera de R$2,34 por US$1,00, o que representa uma valorização do Real de 13,4% desde 31 de dezembro de2004. Não é possível assegurar que a taxa de câmbio entre o Real e o Dólar irá permanecer nos níveis atuais.As depreciações do Real frente ao Dólar também podem criar pressões inflacionárias adicionais no Brasil, quepodem afetar negativamente a CEMIG D. As depreciações geralmente dificultam o acesso aos mercadosfinanceiros estrangeiros e podem incitar a intervenção do Governo, inclusive com a adoção de políticas derecessão econômica. Contrariamente, a apreciação do Real em relação ao Dólar pode levar à deterioração daconta corrente e do saldo dos pagamentos do Brasil, bem como impedir o crescimento das exportações. Alémdisso, a depreciação do real com relação ao dólar aumenta o custo de compra de eletricidade da Usina deItaipu, uma das fornecedoras da CEMIG D, uma vez que esta corrige os preços da eletricidade parcialmentecom base nos custos do dólar. Qualquer situação mencionada acima pode afetar desfavoravelmente osnegócios, a condição financeira e os resultados operacionais da CEMIG D, bem como sua capacidade depagamento das Debêntures.A CEMIG D está exposta a riscos decorrentes de aumentos nas taxas de juros e flutuações na taxa de câmbio.Em 30 de junho de 2006, 77,6%de endividamento total da CEMIG D, ou R$1.605,5 milhões, estavamdenominados em reais e indexados às taxas do mercado financeiro brasileiro, a taxas de inflação ou a taxas dejuros flutuantes. Conseqüentemente, se esses índices e taxas de juros subirem, as despesas financeiras daCEMIG D aumentarão. Em 30 de junho de 2006, parte da dívida da CEMIG D estava denominada em dólarese, dessa quantia, 57,9%ou R$256,71 milhões, estavam protegidos contra a variação cambial e, como resultadode tal proteção, estavam sujeitos às variações nos índices de inflação no Brasil. Além disso, parte doendividamento total da CEMIG D, denominados em outras moedas estrangeiras no montante de R$19,17milhões, em 30 de junho de 2006, não contava com proteção cambial. Conseqüentemente, se estas moedasse valorizarem em relação ao real, as despesas financeiras da CEMIG D para essa parte da dívida tambémaumentarão. Se as despesas financeiras aumentarem significativamente como resultado de quaisquer dessesfatores, a situação financeira da CEMIG D e seus resultados operacionais serão prejudicados.330

Restrições sobre a movimentação de capitais para fora do Brasil poderão prejudicar a capacidadeda CEMIG D de cumprir determinadas obrigações de dívida e de pagamento das Debêntures.A lei brasileira permite que o Governo Federal imponha restrições temporárias à conversão da moeda brasileiraem moedas estrangeiras e à remessa para investidores estrangeiros dos recursos de seus investimentos noBrasil sempre que houver um desequilíbrio grave na balança de pagamentos brasileira ou motivos para que sepreveja a ocorrência de um sério desequilíbrio. A última vez que o Governo Federal impôs restrições de remessafoi por aproximadamente seis meses em 1989 e no começo de 1990. O Governo Federal poderá tomar medidassemelhantes no futuro, caso julgue necessário. A imposição de restrições à conversão e à remessa de divisasao exterior pode prejudicar o acesso da CEMIG D aos mercados de capitais internacional, além de impedi-la deefetuar pagamentos de suas obrigações de dívida denominadas em Dólares. Como resultado, essas restriçõespoderiam afetar adversamente a CEMIG D e sua capacidade de pagamento das Debêntures.Mudanças na economia global e outros mercados emergentes podem afetar o acesso da CEMIG Daos recursos financeiros e diminuir sua capacidade de pagamento das Debêntures.O mercado de títulos e valores mobiliários emitidos por companhias brasileiras é influenciado, em vários graus,pela economia global e condições do mercado, e especialmente pelos países da América Latina e outrosmercados emergentes. A reação dos investidores ao desenvolvimento em outros países pode ter um impactodesfavorável no valor de mercado dos títulos e valores mobiliários de companhias brasileiras. Crises em outrospaíses emergentes ou políticas econômicas de outros países, dos Estados Unidos em particular, podem reduzira demanda do investidor por títulos e valores mobiliários de companhias brasileiras, inclusive pelas Debêntures.Dada a característica do setor elétrico (que exige investimentos significativos em bens de capital) e em virtudedas necessidades de financiamento da CEMIG D, caso o acesso ao mercado de capitais e de crédito estejalimitado, a CEMIG D poderá enfrentar dificuldades de cumprir seu plano de investimentos e re-financiar suasobrigações, afetando de forma negativa seus resultados.Crises políticas recentes no País podem afetar a economia brasileira e o mercado de valoresmobiliários de emissores brasileiros.Nos últimos meses, figuras do governo, parlamentares e dirigentes de partidos políticos,notadamente aqueles pertencentes ao partido do atual Presidente da República, têm sido alvo devárias alegações de conduta antiética ou ilegal. Essas acusações, atualmente sob investigaçãopelo Congresso Brasileiro e pela Polícia Federal, envolvem violações a leis eleitorais e definanciamento de campanhas, influência de dirigentes do governo e parlamentares em troca deapoio político e outros comportamentos supostamente antiéticos ou corruptos. A CEMIG D nãotem condições de avaliar o impacto que tais acusações e investigações possam ter sobre aeconomia brasileira. Os desdobramentos dessa crise poderão afetar adversamente os negócios,fluxo de caixa e situação financeira da CEMIG D, bem como o impacto no mercado de valoresmobiliários de emissores brasileiros, o que poderá afetar negativamente sua capacidade depagamento das Debêntures.O Governo Federal está realizando uma reforma na legislação fiscal que poderá acarretar aumentoda carga tributária para as empresas brasileiras.O Governo Federal está implementando uma reforma na legislação fiscal que poderá acarretar aumento nasalíquotas de alguns tributos incidentes sobre as empresas brasileiras. A título de exemplo, tome-se a COFINS,que, para as empresas que apuram a renda tributável de acordo com a metodologia do lucro real, teve suaalíquota elevada de 3% para 7,6%. Com relação às empresas do Setor Elétrico, aumentos de carga tributáriasão usualmente repassados aos consumidores mediante aumento das tarifas cobradas. Caso o aumento dastarifas em virtude desse repasse seja considerável, poderá haver uma retração no consumo de energia elétricao que afetaria negativamente as receitas das empresas do Setor, inclusive da CEMIG D. Caso esse aumento nãopossa, por qualquer motivo, ser repassado aos consumidores de energia elétrica, a receita e o lucro dessasempresas (inclusive a CEMIG D) poderão ser negativamente afetados.331

RISCOS RELATIVOS AO SETOR DE ENERGIA ELÉTRICAA CEMIG D e a CEMIG GT estão sujeitas a uma ampla legislação e grandes alterações na árearegulatória, que ainda estão sendo implementadas pelo governo.Em 15 de março de 2004, foi aprovada a Lei nº 10.848 que alterou substancialmente as diretrizes do setor atéentão vigentes e implementou o novo modelo do setor elétrico no Brasil (“Lei do Novo Modelo do SetorElétrico”), que promoveu profundas modificações na estrutura do setor elétrico, dentre as quais (i) a alteraçãodas regras sobre a compra e venda de energia elétrica entre as empresas geradoras de energia e asconcessionárias, permissionárias e autorizadas de serviço público de distribuição de energia elétrica; (ii) novasregras para licitação de empreendimentos de geração; (iii) a criação da CCEE – e de novos órgãos setoriais; e(v) a alteração nas competências do Ministério de Minas e Energia e da ANEEL. Nos termos da Lei do NovoModelo do Setor Elétrico, uma parcela significativa da energia futura comprada por empresas de distribuiçãodeverá ser adquirida em leilões públicos anuais de todo o setor. Se os leilões públicos não forem bem sucedidos,o governo poderá estabelecer novos procedimentos de comercialização de energia, e a CEMIG D e a CEMIG GTnão poderão ter certeza a respeito do efeito de tais procedimentos sobre sua condição financeira e resultadooperacional, o que, conseqüentemente, pode afetar a capacidade de pagamento da CEMIG. A Lei do NovoModelo do Setor Elétrico continua sujeita a regulamentação, e, atualmente, tem sua constitucionalidadecontestada perante o Supremo Tribunal Federal por meio das ações diretas de inconstitucionalidade n.º 3090e 3100 (“ADINs”). Não existe ainda uma decisão definitiva sobre este mérito.O efeito das reformas sob a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, o resultado das ADINs e as futuras reformasno setor da energia são difíceis de prever, mas poderão ter impacto adverso sobre os negócios e resultadooperacional da CEMIG D e da CEMIG GT, bem como em suas capacidades de acesso ao mercado financeiro e,conseqüentemente, poderá afetar a CEMIG.As tarifas cobradas pela CEMIG D são determinadas pela ANEEL, nos termos de seus Contratos deConcessão.A ANEEL estabelece, de acordo com uma fórmula prevista nos Contratos de Concessão, as tarifas que a CEMIGD cobra de seus clientes, as quais estão também sujeitas ao poder regulador dessa Agência. A ANEEL possuisubstancial poder discricionário para estabelecer as tarifas que a CEMIG D cobra de seus consumidores. OsContratos de Concessão de distribuição e a legislação brasileira estabelecem um mecanismo de preço máximo,que permite três tipos de ajustes tarifários: (i) reajuste anual; (ii) revisão periódica; e (iii) revisãoextraordinária. A CEMIG D está autorizada a aplicar, todos os anos, um reajuste anual cuja finalidade écompensar alguns efeitos da inflação sobre as tarifas, e repassar aos clientes certas mudanças em sua estruturade custos que fujam do seu controle, tais como o custo da energia comprada de seus fornecedores de energia,e encargos regulatórios, incluindo encargos para o uso de instalações de transmissão e distribuição e variaçõesna taxa de câmbio sobre seus pagamentos à Itaipu. Além disso, a ANEEL conduz uma revisão periódica a cadacinco anos para identificar variações nos custos da CEMIG D e definir um índice baseado na sua eficiênciaoperacional que será aplicado sobre o índice dos reajustes anuais da CEMIG D, e cujo efeito é premiar a boaadministração dos seus custos e compartilhar quaisquer ganhos com os usuários dos serviços de distribuição.A finalidade dessas revisões de tarifa é restabelecer um nível tarifário suficiente para cobrir (1) custos daenergia comprada e outros custos não administráveis pela CEMIG D, (2) custos de operação e manutenção deuma “Empresa de Referência” teórica e (3) remuneração do capital sobre sua base de ativos, usando umametodologia de “substituição de custos”. A CEMIG D também tem o direito de requerer uma revisãoextraordinária das suas tarifas se custos imprevisíveis vierem a alterar significativamente sua estrutura decustos.Não é possível assegurar que a ANEEL estabelecerá tarifas que sejam favoráveis à CEMIG D e que permitamque ela repasse aos seus clientes todos os aumentos de custo. Além disso, na medida em que quaisquer dessesajustes não sejam concedidos pela ANEEL em tempo hábil, como ocorreu em 2001 e 2002 em virtude doRacionamento, a condição financeira e os resultados operacionais da CEMIG D poderão ser adversamenteafetados.Adicionalmente, recentemente, o Tribunal de Contas da União encaminhou à ANEEL solicitação para revisão dametodologia de cálculo da revisão tarifária periódica das empresas do setor, por entender que ela não considerao benefício fiscal do juros sobre capital próprio na formação da tarifa, e que, dessa forma, o reajuste tarifárioconcedido deveria ter sido menor. Essa situação afeta não somente a CEMIG D, mas também todas as empresasconcessionárias. A ANEEL, por outro lado, contratou os serviços da Fundação Universitária de Brasília para332

avaliar a metodologia, no intuito de questionar a posição do Tribunal de Contas. O desfecho dessa pendência,entretanto, não é esperado para breve e caso seja desfavorável para a CEMIG D, o impacto deverá ser em tornode R$50,0 milhões por ano. Caso isso ocorra, a condição financeira e os resultados operacionais da CEMIG Dpoderão ser adversamente afetados.A CEMIG D poderá não conseguir repassar integralmente em suas tarifas os custos de suascompras de energia.A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico determina que um distribuidor deve contratar antecipadamente, pormeio de leilões públicos, pelo menos 100% de suas necessidades de energia previstas para os cinco anosseguintes. A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico estabelece as condições para o repasse dos volumes e preçosde comercialização de energia. Se a energia contratada, incluindo aquela comprada pela CEMIG D nos leilõespúblicos for inferior a 100% de sua necessidade de energia total, a CEMIG D estará sujeita a multas e poderánão conseguir repassar a seus clientes todos os custos de compra adicional de energia, que poderão ser maiselevados no mercado à vista. Se a energia contratada, incluindo aquela que a CEMIG D comprar no leilãopúblico representar mais de 100% e menos de 103% da sua necessidade de energia total, a CEMIG D poderárepassar a seus clientes o volume total da sua necessidade de energia.A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico restringe, ainda, a capacidade da CEMIG D de repassar aos seus clienteso custo das compras de energia caso seus custos ultrapassem o Valor Anual de Referência estabelecido pelaANEEL. Este valor é baseado no preço médio ponderado pago por todas as empresas de distribuição nos leilõespúblicos de energia gerada por novas empresas, e a ser entregue de três a cinco anos da data do leilão, e seráaplicado somente durante os três primeiros anos após o início da entrega da energia comprada. Tendo em vistaos inúmeros fatores que afetam as previsões de demanda de energia da CEMIG D, incluindo crescimentoeconômico e populacional, não é possível assegurar que a previsão de demanda de energia da CEMIG D seráprecisa. Se houver variações significativas entre as suas necessidades de energia e o volume de suas comprasde energia, os resultados das operações da CEMIG D poderão ser adversamente afetados.Há obrigatoriedade de planejamento de mercado pelas empresas concessionárias epermissionárias de distribuição de energia elétrica.Conforme previsto no novo modelo do Setor Elétrico brasileiro, as empresas concessionárias e permissionáriasde distribuição de energia elétrica deverão planejar, com antecedência de cinco anos, a compra de energia nomercado regulado necessária para o suprimento de seus consumidores nesse período. Somente são admitidoserros em referido planejamento em um montante máximo de 5%, o qual será complementado mediantecompra da energia adicional, após licitação, por período máximo de dois anos de suprimento. Acima de tallimite, a empresa distribuidora não terá direito à revisão tarifária para a aquisição da energia adicional. Assim,a implementação do novo modelo do Setor Elétrico aumenta o risco das empresas que nele atuam (inclusive aCEMIG D), uma vez que eventuais erros no planejamento do mercado da CEMIG D poderão acarretar aobrigação de aquisição de energia adicional por preço superior ao adquirido anteriormente, sem o direito derepasse desse custo para a tarifa cobrada.A atual estrutura do Setor Elétrico é muito concentrada em geração hidráulica, o que a tornasujeita a certos riscos.O setor elétrico brasileiro, muito concentrado em geração hidráulica de energia, enfrenta uma restrição naturalà sua capacidade de geração. As usinas hidrelétricas não podem gerar energia além da capacidade possibilitadapelos recursos hídricos do País. Grande parte da capacidade de geração da CEMIG GT, bem como das principaisfornecedoras da CEMIG D, é hidráulica e depende, significativamente, do volume de água das bacias dos riosem que se situam as usinas hidrelétricas e pequenas centrais hidrelétricas. Fatores naturais podem afetar acapacidade geradora da CEMIG GT e das demais empresas geradoras de energia elétrica no Brasil, aumentandoou reduzindo o nível de seus reservatórios. A limitação à capacidade de geração de energia elétrica pela CEMIGGT poderá afetar adversamente seus resultados e condições financeiras e, conseqüentemente, a capacidade depagamento da CEMIG. Igualmente, restrições à capacidade de geração de energia decorrentes da redução dovolume de água das bacias dos rios em que se situam as geradoras de energia que fornecem energia para aCEMIG D poderão prejudicar sua capacidade de aquisição de energia, afetando suas operações e suacapacidade de geração de receitas.333

A CEMIG D e a CEMIG GT poderão ser punidas pela ANEEL por descumprimento de seus Contratosde Concessão e da regulamentação aplicável.As atividades de distribuição da CEMIG D e de geração e transmissão da CEMIG GT são realizadas de acordocom os seus respectivos Contratos de Concessão, cuja vigência termina em 2016 para a CEMIG D, em 2015para a atividade de transmissão da CEMIG GT e em 2035 para a atividade de geração da CEMIG GT. Com basenas disposições dos Contratos de Concessão da CEMIG D e da CEMIG GT e na legislação aplicável, a ANEELpoderá aplicar penalidades caso descumpram quaisquer de suas disposições. Dependendo da gravidade dodescumprimento, tais penalidades poderão incluir:• advertência;• multas por descumprimento do respectivo Contrato de Concessão de até 2% das receitas da CEMIG D e/ouda CEMIG GT auferidas no exercício encerrado imediatamente anterior a data do descumprimento;• restrições ao funcionamento das instalações e equipamento existentes;• suspensão temporária da participação em processos de licitação para novas concessões;• intervenção; e• término da concessão.Além disso, o governo tem o poder de terminar as concessões da CEMIG D e da CEMIG GT antes do final doprazo em caso de falência ou dissolução, ou por meio de encampação e caducidade.É possível que a ANEEL aplique penalidades pelo descumprimento dos Contratos de Concessão da CEMIG D eda CEMIG GT ou termine antecipadamente as concessões. Caso os Contratos de Concessão da CEMIG D ou daCEMIG GT sejam terminados, a CEMIG D e/ou da CEMIG GT, conforme o caso, não poderão operar seusnegócios, distribuir energia a seus clientes e/ou gerar e transmitir energia. Além disso, o pagamento a que aCEMIG D ou a que CEMIG GT terão direito quando do término de suas respectivas concessões poderá não sersuficiente para liquidação total de seus passivos, e esse pagamento poderá ser postergado por muitos anos.Se o contrato de concessão da CEMIG D e/ou da CEMIG GT terminarem por suas culpas, o montante dopagamento devido poderá ser reduzido de forma significativa com a imposição de multas ou outras penalidades.Desta forma, a aplicação de multas ou penalidades ou o término da concessão da CEMIG D e/ou da CEMIG GTpoderão ter um efeito adverso significativo sobre suas condições financeiras e o seus resultados operacionaise, conseqüentemente, poderão afetar a capacidade de pagamento da CEMIG.A CEMIG D e a CEMIG GT deverão respeitar os padrões de qualidade dos serviços previstos nosrespectivos Contratos de Concessão de distribuição de energia elétrica e na regulamentaçãoaplicável.Os Contratos de Concessão que regulam as concessões de serviço público de distribuição e de geração etransmissão de energia elétrica celebrado pela CEMIG D e pela CEMIG GT, respectivamente, estabelecempadrões que devem ser observados na prestação dos serviços objetos das respectivas concessões, entre osquais a constante melhoria dos padrões de qualidade. As penalidades aplicáveis a um desempenho inferior aosníveis estabelecidos de qualidade dos serviços estão previstas na Resolução ANEEL n°63/04 e incluem multade até 2% do valor dos respectivos faturamentos, nos 12 meses imediatamente anteriores à ocorrência dainfração.A ANEEL, em junho de 2003, impôs uma multa à CEMIG pelo não cumprimento de determinados índices deDEC e FEC que deveriam ter sido observados durante os anos de 2001 e 2002. O valor da multa imposta foide R$5.218.523,00, sendo que a CEMIG apresentou recurso em 3 de junho de 2003 com relação a estapenalidade, sobre o qual a ANEEL se manifestou reduzindo o montante da multa para R$3.913.892,00,correspondente a 75% do valor inicial. Não concordando, ainda, com a penalidade imposta, a CEMIG ingressoucom ação judicial, onde foi deferida a antecipação parcial dos efeitos da tutela, mediante depósito da quantiadiscutida, determinando a ANEEL que não inclua o nome da CEMIG em cadastros de inadimplentes. A ANEELapresentou defesa e a CEMIG está aguardando intimação para impugnação da defesa e dos documentosapresentados pela ANEEL. A defesa considera possível o êxito, na esfera judicial, no cancelamento da referidapenalidade ou, ainda, em último caso a na redução do montante imposto. Caso a multa seja efetivamentemantida, a CEMIG poderá sofrer um impacto adverso em seus resultados operacionais.O Poder Concedente poderá, caso a CEMIG D não observe os respectivos padrões de qualidade e melhoria dosserviços de distribuição de energia elétrica, aplicar outras penalidades à CEMIG D e, observada a legislação emvigor, decretar a caducidade das concessões, o que acarretaria um efeito adverso nas condições financeiras e334

operacionais da CEMIG D. Ademais, o completo atendimento desses padrões de serviços é requisito essencialpara a renovação das concessões nos termos da Lei de Concessões.Para mais informações sobre os respectivos Contratos de Concessão, incluindo as hipóteses nas quais essesinstrumentos podem ser extintos.A CEMIG D gera parte de suas receitas operacionais a partir de clientes qualificados comoconsumidores “potencialmente livres” que têm a liberdade de procurar fornecedores alternativosde energia.Dentro de sua área de concessão, a CEMIG D não enfrenta concorrência na distribuição de energia. Entretanto,em virtude da Lei do Setor Elétrico e regulamentação posterior, desde 1995 os clientes classificados comopotencialmente livres podem adquirir energia diretamente através dos agentes de mercado (comercializadorese geradores). Além disso, clientes com uma demanda contratada igual ou superior a 500 kW podem se tornarconsumidores livres caso optem por energia de fontes renováveis, como energia eólica, solar, biomassa oupequenas centrais hidrelétricas. Atualmente, clientes de alta tensão que compram energia de distribuidores noAmbiente de Contratação Regulado o fazem a preços subsidiados. Esse subsídio, conhecido por “subsídiocruzado”, começou a ser gradualmente retirado a partir de julho de 2003 e será totalmente eliminado até 2007.A CEMIG D acredita que para os próximos anos, o preço de comercialização de energia no ambiente decontratação livre permanecerá relativamente baixo devido ao excesso de geração de energia no Brasil,mantendo a atratividade do mercado livre.Em 30 de junho de 2006, a CEMIG D fornecia energia a 527 unidades de consumo de clientes industriaispotencialmente livres, com demanda contratada no horário fora de ponta, maior ou igual a 500kW, querepresentavam aproximadamente 1,98% de sua receita operacional líquida e aproximadamente 2,4% dovolume total da energia vendida no referido exercício. Caso os consumidores potencialmente livres da CEMIGD se tornem consumidores livres, passando a comprar energia de outros fornecedores, as receitas da CEMIGD poderão reduzir o que poderá afetar adversamente os resultados das operações da CEMIG D no curto prazo.O impacto de uma escassez de energia e conseqüente racionamento de energia, como ocorreu em2001 e 2002, poderá causar um efeito adverso significativo sobre os negócios e resultadosoperacionais da CEMIG D e da CEMIG GT e, conseqüentemente, afetar a capacidade de pagamentoda CEMIG.A energia hidrelétrica é a principal fonte de energia no Brasil e representou cerca de 6,5% da capacidadeinstalada de geração do país em 2005. Tendo em vista que o nível pluviométrico nos anos anteriores a 2001foi abaixo da média, os reservatórios e, conseqüentemente, a capacidade hidrelétrica nas regiões sudeste,centro oeste e nordeste do Brasil também apresentaram níveis baixos. As tentativas de compensar adependência em usinas hidrelétricas com usinas térmicas movidas a gás foram adiadas. Em resposta à escassezde energia, o governo criou, em 15 de maio de 2001, a Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica - GCE,para coordenar e administrar um programa de redução do consumo de energia, e assim evitar a interrupçãodo fornecimento. Esse programa, conhecido por Racionamento, estabeleceu limites de consumo de energiapara clientes industriais, comerciais e residenciais, esses limites variavam de 15% a 25% de redução doconsumo de energia. O programa foi aplicado de junho de 2001 a fevereiro de 2002. Em conseqüência doRacionamento, o consumo de energia na área de concessão da CEMIG foi reduzido em 8,6% nesse período.Além disso, o Racionamento aumentou os prejuízos comerciais da CEMIG tendo em vista que alguns de seusclientes tentaram evitar os limites obrigatórios de consumo por meio de conexões ilegais e fraudes. Na hipótesede outra escassez de energia, o governo poderá implementar políticas que podem incluir o racionamento doconsumo de energia, o que poderá causar um efeito adverso relevante na condição financeira e resultadosoperacionais da CEMIG D, da CEMIG GT e, conseqüentemente, da capacidade de pagamento da CEMIG.As operações, equipamentos e instalações da CEMIG D e da CEMIG GT estão sujeitos a amplaregulamentação ambiental e de saúde que podem se tornar mais rigorosos no futuro e resultar emmaiores responsabilidades e investimentos de capital.As atividades de distribuição da CEMIG D, bem como as atividades de geração e transmissão da CEMIG GT,estão sujeitas a uma abrangente legislação ambiental em âmbito federal, estadual e municipal. Essas normasincluem a obrigação de obtenção de licenças ambientais para a construção de novas instalações ou a instalaçãode novos equipamentos necessários às operações da CEMIG D e da CEMIG GT. É possível que as regras deproteção ambiental e de saúde nos forcem a alocar investimentos de capital para a observância de normas e,335

conseqüentemente, realocar recursos de outros investimentos planejados. Isso poderá ter um efeito adversosignificativo sobre a condição financeira e resultados operacionais da CEMIG D da CEMIG GT e,conseqüentemente, da capacidade de pagamento da CEMIG.A CEMIG D deverá obter licenças para suas instalações que operam sem licenças ambientais.A Lei Federal nº 9.605 de 12 de fevereiro de 1998, conforme alterada, estabeleceu multas para instalações queoperem sem licenças ambientais. Em 1998, o Governo Federal editou a Medida Provisória nº 1.710 (atualmenteMedida Provisória nº 2.163/47), que estabelece disposições para operadoras de projeto visando à celebraçãode contratos com os órgãos normativos ambientais competentes para o fim de dar cumprimento à Lei Federalnº 9.605/98.Adicionalmente, a CEMIG D está negociando com o Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos RecursosNaturais Renováveis - IBAMA e a Fundação Estadual de Meio Ambiente – FEAM a obtenção de licença deoperação ambiental corretiva para todos os seus empreendimentos que tenham iniciado operação antes defevereiro de 1986.Os critérios de compensação ambiental e social não estão definidos, o que poderá fazer com que as solicitaçõesde órgãos ambientais, Ministério Público, ONGs e populações afetadas sejam adicionais às tradicionalmentepropostas. Devido a essas incertezas, as compensações ambientais e sociais podem afetar o licenciamento(inclusive o corretivo), prazos e orçamento de novos empreendimentos, e até mesmo inviabilizá-los. Ressaltaseque existem discussões atualmente em andamento nos órgãos ambientais oficiais (federal e estadual) como objetivo de estabelecer critérios para disciplinar as compensações ambientais. Caso sejam adotados critériosmuito rigorosos para a efetuação de tal compensação, a CEMIG D poderá ter sua capacidade de pagamento deobrigações adversamente afetada.Caso a CEMIG D não obtenha as licenças poderá ter um efeito adverso significativo sobre a condição financeirae seus resultados operacionais.Não é mais permitida a contratação de suprimento de energia elétrica, por empresasconcessionárias e permissionárias de distribuição, de energia gerada por elas mesmas ou porempresas do mesmo grupo societário.O novo modelo do Setor Elétrico brasileiro vetou o auto-suprimento de energia (self-dealing), determinandoque todas as empresas concessionárias e permissionárias de distribuição de energia elétrica somente poderãoadquirir energia por meio dos leilões realizados diretamente pela ANEEL ou por intermédio do “pool” operadopela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE. Essa regra é aplicada para as novas contrataçõesde suprimento de energia, devendo ser respeitados os contratos de auto-suprimento firmados anteriormente àentrada em vigor da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico. O auto-suprimento de energia é a compra, por umadistribuidora, de energia gerada por ela mesma ou por uma empresa do mesmo grupo societário. Com aimpossibilidade de realizar o auto-suprimento de energia, as distribuidoras que vinham realizando esta prática(como é o caso da CEMIG D) serão obrigadas a contratar energia por meio do “pool”, sendo que essa energiapoderá vir a ser adquirida por preço superior ou inferior à média praticada por todos os distribuidores devidoàs regras do leilão. A transferência desse preço de compra, nos três primeiros anos de entrega, é a média dosdistribuidores (ou do “pool”). Portanto, nesses três primeiros anos, as distribuidoras de energia elétrica(inclusive a CEMIG D) poderão ser afetadas negativamente, se o custo de compra for maior que a média, tendoem vista que o repasse desse custo adicional aos consumidores não será automático.RISCOS RELACIONADOS AO CONTROLE DA CEMIG PELO ESTADO DE MINAS GERAISO Governo Estadual de Minas Gerais exerce substancial influência sobre a administração e orientação dosnegócios da CEMIG e, conseqüentemente, da CEMIG D e da CEMIG GT. Ademais, o atual Governador do Estadode Minas Gerais é integrante de um partido de oposição ao atual Governo Federal. Não é possível analisar osimpactos e efeitos que essas situações poderão causar na CEMIG, na CEMIG D, na CEMIG GT e em suasoperações.A CEMIG e, conseqüentemente, a CEMIG D e a CEMIG GT, são controladas pelo Governo Estadual de MinasGerais, que detinha em 30 de junho de 2006 50,9% das ações ordinárias emitidas pela CEMIG possuindo odireito à maioria dos votos nas deliberações das Assembléias Gerais de Acionistas da CEMIG, podendo (i) eleger336

a maioria dos membros do seu Conselho de Administração e (ii) decidir matérias cuja deliberação requeira aaprovação da maioria qualificada dos acionistas, inclusive operações com partes relacionadas, reorganizaçõessocietárias e época e pagamento de quaisquer dividendos futuros.O Governo Estadual de Minas Gerais já utilizou, no passado, e poderá utilizar no futuro, sua condição deacionista controlador da CEMIG para determinar que a CEMIG e, conseqüentemente a CEMIG D e a CEMIG GT,dediquem-se a certas atividades e efetue certos investimentos destinados, principalmente, a promover seusobjetivos políticos, econômicos ou sociais e não necessariamente para atender ao objetivo de melhorar osnegócios e/ou o resultado operacional da CEMIG.O atual Governador do Estado de Minas Gerais faz parte de um partido político de oposição ao Governo Federal,o que pode resultar em divergências quando da tomadas de decisões envolvendo o Governo Estadual de MinasGerais e o Governo Federal. Eventuais divergências políticas entre esses entes poderão prejudicar os resultadose operações da CEMIG D e da CEMIG GT e, conseqüentemente, da CEMIG.RISCOS RELACIONADOS À CEMIG D EÀCEMIGO controle efetivo da CEMIG é objeto de contestação em juízo.Em função da compra, em 1997, de 32,96% das ações ordinárias de emissão da CEMIG pela SEB, uma jointventure controlada por uma companhia do grupo norte-americano AES Corporation, o Estado de Minas Geraise a SEB celebraram um acordo de acionistas que concedeu à SEB controle sobre certas decisões societáriasimportantes para a condução dos negócios da CEMIG. Em 1999, o Estado de Minas Gerais ajuizou açãopleiteando anular o acordo de acionistas com fundamento na Constituição Mineira e na legislação estadual afetaà matéria Após a concessão de liminar suspendendo o acordo e instruído o processo, o pedido de anulação doacordo de acionistas foi julgado procedente, sendo a cecisão confirmada pelo Tribunal de Justiça de MinasGerais. A SEB recorreu dessa decisão para o Superior Tribunal de Justiça (“STJ”) e para o Supremo TribunalFederal (“STF”), já tendo sido proferida decisão favorável ao Estado de Minas Gerais pelo STJ, restando apenaso julgamento de agravo de instrumento pelo STF, cujos autos se encontram conclusos ao Ministro Relator –Min. Joaquim Barbosa.A renegociação dos Contratos Iniciais poderá causar um impacto adverso na estrutura de custosda CEMIG D.A partir de dezembro de 2002, iniciou-se um período de transição, durante o qual os montantes de energiacontratados inicialmente pela CEMIG vêm sendo alterados de forma gradativa. Assim, a cada ano, a partir de2003, 25% do total do montante de suprimento de energia contratado inicialmente poderá ser alterado. Até ofinal deste ano de 2006 ocorrerá a completa extinção dos respectivos contratos iniciais. Após a liberação dosmontantes negociados de acordo com os contratos iniciais, tais montantes serão obrigatoriamente vendidospelas geradoras em leilões públicos promovidos pela CCEE, sendo a CEMIG D obrigada a adquirir a energianecessária ao atendimento de seus mercados no âmbito da CCEE. Um eventual acréscimo nos preços daenergia elétrica adquirida pela CEMIG D poderá ter um impacto negativo em sua condição financeira e resultadooperacional.Não há como garantir se, e em que condições, as concessões atuais da CEMIG D e da CEMIG GTserão renovadas. Os planos de expansão da CEMIG D e da CEMIG GT poderão ser prejudicadoscaso elas não consigam obter novas concessões ou perca alguma das concessões que detématualmente.A CEMIG D e a CEMIG GT conduzem sua atividade de distribuição e de geração e transmissão, respectivamente,de acordo com Contratos de Concessões, celebrados com o Governo Federal. A Constituição Federal exige quetodas as concessões de serviços públicos devem ser concedidas mediante licitação. Em 1995, em um esforçopara implementar esses dispositivos constitucionais, o Governo Federal aprovou a Lei de Concessões, que regeos procedimentos de licitação. De acordo com a Lei de Concessões, mediante solicitação da concessionária, asconcessões existentes poderão ser renovadas pelo Governo Federal, mediante requerimento efetuado pelaconcessionária, independentemente de sujeição ao processo de licitação, contanto que a concessionária tenhaatendido aos padrões mínimos de desempenho e que a proposta seja aceitável ao Governo Federal.337

Devido ao grau de discricionariedade conferido ao Governo Federal pela Lei de Concessões no que diz respeitoà renovação de concessões existentes e dada à ausência de precedentes quanto ao exercício, pelo GovernoFederal, de seu poder discricionário, interpretação e aplicação da Lei de Concessões, não há como garantir queas concessões atuais não serão renovadas em termos que venham a ser menos favoráveis do que aquelesatualmente em vigor.Ademais, os planos de expansão da capacidade de distribuição da CEMIG D e da CEMIG GT também estãosujeitos ao regime licitatório regido pela Lei de Concessões. Caso a CEMIG D e a CEMIG GT não obtenhamnovas concessões ou percam alguma das concessões que detém atualmente, seus programas de investimentospoderão não ser satisfatoriamente concluídos. Neste caso, os negócios, operações e resultados da CEMIG D,da CEMIG GT e, conseqüentemente, a capacidade de pagamento da CEMIG poderão ser adversamenteafetados.A instabilidade das taxas de juros pode afetar os negócios da CEMIG D e da CEMIG.As dívidas da CEMIG D e da CEMIG GT estão sujeitas a taxas de juros variáveis, tais como TJLP, LIBOR e TaxaDI. Em 30 de junho de 2006, o valor total das dívidas da CEMIG D e da CEMIG GT (curto e longo prazos) erade R$2.068,4 milhões e R$2.683,9 milhões, respectivamente, sendo que desse total R$1.065,5. milhões eR$1.794,2 milhões, respectivamente, é sujeito a taxas de juros variáveis. Na hipótese de elevação das taxas dejuros, serão aumentados os custos e pagamentos do serviço da dívida da CEMIG D e da CEMIG GT. Neste caso,os negócios da CEMIG D e da CEMIG GT, suas condições financeiras e o resultado de suas operações poderãoser afetados negativamente em decorrência de maiores despesas financeiras, conseqüentemente, afetandocapacidade de pagamento da CEMIG.A CEMIG D e a CEMIG GT necessitam de novos financiamentos para cumprimento de seusrespectivos Planos de Investimentos.A CEMIG D e a CEMIG GT possuem uma política de obtenção de recursos para suas atividades baseada emfinanciamentos adquiridos junto a instituições financeiras, instituições de fomento nacionais e internacionais eoperações de colocação de títulos e valores mobiliários representativos de dívida nos mercados brasileiro einternacional. O insucesso na realização de novas operações similares, com o objetivo de refinanciar suasoperações vincendas, poderá resultar em dificuldades na obtenção dos recursos necessários para ocumprimento das obrigações assumidas em operações de financiamento já contratadas ou em um aumento noscustos de captação da CEMIG D e da CEMIG GT, o que poderá afetar negativamente seus resultados financeirose operacionais, bem afetar a capacidade de pagamento da CEMIG.A CEMIG D possui um programa de investimentos para os próximos 5 anos, que prevê investimentos no valortotal de R$3.260,6 milhões, destinado à expansão de suas atividades de distribuição de energia. Para osegundo semestre de 2006, estão previstos investimentos de aproximadamente R$615,1 milhões, tendo aCEMIG D, no primeiro semestre de 2006, investido R$521 milhões. A CEMIG D não pode assegurar que serácapaz de obter recursos suficientes para implementação do seu programa de investimentos conformeoriginalmente previsto. A incapacidade de obter os recursos necessários poderá postergar ou impedir aconclusão desse programa de investimentos e demais projetos da CEMIG D, o que poderá causar um efeitonegativo nas atividades da CEMIG D e em seus resultados operacionais.A não conclusão ou eventual atraso na construção dos projetos de expansão da capacidade dedistribuição de energia elétrica ou de geração e transmissão da CEMIG D ou da CEMIG GT,conforme o caso, podem afetar adversamente seus resultados operacionais e financeiros.A CEMIG D e a CEMIG GT prevêm um aumento na sua capacidade de distribuição e geração e transmissão deenergia elétrica, respectivamente, por meio de ampliação e reforço das redes de distribuição e de geração etransmissão de energia. A não conclusão ou eventual atraso na construção dos projetos de expansão dacapacidade de distribuição e de geração e transmissão de energia elétrica da CEMIG D e da CEMIG GT emvirtude dos riscos associados à construção de redes de distribuição e de geração e transmissão, tais como oaumento do custo de mão-de-obra, bens e serviços, riscos de erros de projeto, perdas e danos causados aterceiros, restrições ambientais, atraso no término da construção das obras poderá vir a implicar custosoperacionais e/ou financeiros adicionais, afetando adversamente os resultados operacionais e financeiros daCEMIG D e da CEMIG GT e, conseqüentemente, da capacidade de pagamento da CEMIG.338

Um número relativamente pequeno de consumidores da CEMIG D responde por parcelasignificativa de sua receita. A não renovação dos contratos com tais consumidores ou uma quedano consumo poderá prejudicar os resultados operacionais da CEMIG D.A segunda maior parte da energia vendida pela CEMIG D é comprada por grandes consumidores industriais,cujas principais atividades são: siderurgia, manipulação de metais não ferrosos, ferroligas, química, vestuário,artefatos de tecidos, produção de cimento e produção de automóveis. No exercício encerrado em 31 dedezembro de 2005, os dez maiores consumidores industriais da CEMIG D responderam por aproximadamente1,4% da receita total da CEMIG D e aproximadamente 2,7% do volume total de eletricidade vendida pelaCEMIG D. Já no período de seis meses findo em 30 de junho de 2006, esses percentuais foram de 1,1% e2,1%, respectivamente.A CEMIG D mantém contratos de longo prazo com praticamente todos os seus principais consumidores.Qualquer perturbação no relacionamento existente com consumidores poderia prejudicar de maneira relevanteseus resultados operacionais. Exemplificadamente, quando do término desses contratos, o regime regulatórioque está sendo implantado no setor elétrico do Brasil poderá permitir que os consumidores contratem outrosfornecedores de energia elétrica fora de Minas Gerais. Além disso, uma baixa de produção do setormanufatureiro poderia reduzir as demandas de energia de alguns dos maiores consumidores industriais daCEMIG D, o que poderia prejudicar de maneira relevante os resultados operacionais da CEMIG D.A CEMIG GT poderá vender significativa parcela de sua geração apenas na CCEE, nos próximos 3anos, bem com sofrer alterações no seu portfólio de clientes livres, em decorrência de sobra deenergia no País.O balanço energético brasileiro aponta sobras de até 8.000 MW médios, nos próximos anos, encontrandoequilíbrio apenas em 2008 quando esse montante cai abaixo de 3.000 MW médios (5% do mercado). Nesseambiente de sobras, a CEMIG GT envidará esforços no sentido de colocação da totalidade de sua energia emcontratos com preços mais atrativos que a liquidação de curto prazo na CCEE, especialmente no mercado deConsumidores Livres. Não há como garantir que a CEMIG GT conseguirá colocar sua energia em contratos compreços mais atrativos que a liquidação de curto prazo do MAE, cujo detalhamento das regras de comercializaçãoainda não foi regulamentado. Caso ela não consiga, seus resultados financeiros e operacionais poderão sernegativamente afetados de forma relevante. Essa mesma sobra aumenta a competição por clientespotencialmente livres, que poderá resultar na perda de clientes pela CEMIG GT, afetando diversamente os seusnegócios e, conseqüentemente, a capacidade de pagamento da CEMIG.A CEMIG D está sujeita a regras e limites para contingenciamento de crédito do setor público e arestrições para utilização de determinados recursos por ela captados, o que poderá dificultar aobtenção de financiamentos.Como uma sociedade de economia mista controlada pelo Estado de Minas Gerais, a CEMIG, econseqüentemente, a CEMIG D e a CEMIG GT estão sujeitas às regras e limites impostos às instituiçõesfinanceiras com relação ao contingenciamento de crédito ao setor público editadas pelo Conselho MonetárioNacional e pelo Banco Central do Brasil. Essas regras estabelecem determinados parâmetros e condições paraque as instituições financeiras possam oferecer crédito a entidades do setor público. Dessa forma, a CEMIG De a CEMIG GT poderão ter dificuldades para obter financiamentos perante instituições integrantes do SistemaFinanceiro Nacional, o que poderá dificultar a implementação de seus respectivos Planos de Investimentos ouo refinanciamento de suas obrigações financeiras. Essas regras também estabelecem que uma empresa estatal,de modo geral, somente poderá captar recursos (i) no mercado local por meio de empréstimos pararefinanciamento de dívida e por meio de captações de recursos mediante a emissão de valores mobiliários e(ii) no mercado externo por meio de financiamento de importações, refinanciamento de dívidas registradas noBanco Central do Brasil e financiamentos concedidos por organismos multilaterais. Em decorrência dessasregulamentações, a capacidade de contrair dívida da CEMIG D e da CEMIG GT fica mais uma vez limitada,podendo afetar negativamente a implementação dos seus respectivos Planos de Investimentos ou orefinanciamento de suas obrigações.Há restrições contratuais à capacidade de endividamento da CEMIG D.Além dos limites para contingenciamento de crédito do setor público, em virtude de contratos celebrados paraa captação de recursos, a CEMIG D e a CEMIG GT estão sujeitas a certas cláusulas e condições que restringemsua autonomia e capacidade de contrair novos empréstimos. Na hipótese de descumprimento, pela CEMIG D339

ou pela CEMIG GT, de qualquer disposição dos referidos contratos, tornar-se-ão exigíveis os valores vincendos(principal, juros e multa) objeto dos referidos contratos. O vencimento antecipado das obrigações da CEMIG Dou da CEMIG GT poderá acarretar sérios efeitos sobre suas situações financeiras, considerando-se inclusive aprevisão de vencimento cruzado de outras obrigações da CEMIG D ou da CEMIG GT, conforme cláusulaspresentes em diversos contratos de empréstimos e financiamento por elas celebrados com terceiros. Ademais,a existência de limitações ao endividamento da CEMIG D e da CEMIG GT poderá afetar suas capacidades decaptarem novos recursos necessários ao financiamento de suas atividades e de suas obrigações vincendas, oque poderá influenciar negativamente a capacidade da CEMIG D e da CEMIG GT de honrarem seuscompromissos financeiros, inclusive a capacidade da CEMIG D com relação às Debêntures emitidas no âmbitodesta Oferta e, conseqüentemente, a capacidade de pagamento da CEMIG.A CEMIG D apresenta um percentual de inadimplência que pode afetar adversamente seusresultados financeiros.Em 31 de dezembro de 2005, a CEMIG D acumulou contas a receber vencidas de consumidores finais no valorde, aproximadamente, R$722,60 milhões, correspondentes a 11,3% de sua receita operacional líquidaregistrada em 2005. Deste total, cerca de 3,3% era representado por contas devidas pelo Setor Público. Noperíodo de seis meses findo em 30 de junho de 2006, a CEMIG D acumulou contas a receber vencidas deconsumidores finais no valor de, aproximadamente, R$537,95 milhões, correspondentes a 17,56% de suareceita operacional líquida registrada neste mesmo período. A CEMIG D pode não recuperar os créditos relativosa dívidas de diversos municípios e demais clientes inadimplentes que estão sendo renegociadas. Caso nãorecuperem esses créditos, total ou parcialmente, a CEMIG D sofrerá, um impacto adverso relevante em seusresultados financeiros.Nem todos os bens e ativos da CEMIG D poderão ser objeto de execução para satisfazer asobrigações relativas às Debêntures emitidas no âmbito desta Oferta.Na qualidade de concessionária de serviços públicos, todos os bens da CEMIG D, essenciais à prestação deserviços públicos e vinculados às concessões por ela detidas, devem ser revertidos ao poder concedente aofinal dos Contratos de Concessão e não estão sujeitos à penhora ou execução judicial. Na hipótese deinadimplemento pela CEMIG D das obrigações relativas às Debêntures, nem todos os seus bens e ativospoderão ser objeto de execução para satisfazer as obrigações relativas às Debêntures.Os seguros contratados pela CEMIG D podem ser insuficientes para ressarcir eventuais danos.Os seguros contratados pela CEMIG D podem ser insuficientes para o ressarcimento de eventuais danos.A CEMIG D mantém apenas seguro de incêndio e riscos operacionais, tais como danos em equipamentos.Ademais, a cobertura contra incêndio das usinas, prevista somente para os equipamentos das principaisinstalações, é feita no âmbito de seus seguros de risco operacional. As usinas e instalações da CEMIG D nãose encontram, de modo geral, cobertas por seguro contra catástrofes, tais como terremotos e inundações. Alémdisso, de acordo com a legislação brasileira, a CEMIG D é responsável por danos diretos e indiretos resultantesdo fornecimento inadequado de serviços de distribuição de energia, tais como interrupções repentinas evariações de voltagem. Além disso, a CEMIG D poderá ser considerada responsável por até 60% dos danoscausados a terceiros em virtude de interrupções ou distúrbios resultantes dos sistemas de distribuição,transmissão ou geração, caso tais interrupções ou distúrbios não sejam atribuídos a um membro identificávelpelo ONS. A CEMIG D não pode garantir que seus seguros são suficientes para cobrir integralmente quaisquerresponsabilidades incorridas de fato no curso de seus negócios ou que esses seguros continuarão disponíveisno futuro.A ocorrência de sinistros que ultrapassem o valor segurado ou que não sejam cobertos pelos seguroscontratados pode acarretar custos adicionais inesperados e significativos para a CEMIG D, acarretando umefeito adverso em suas atividades, resultados operacionais e condições financeiras.Riscos inerentes ao CEMIG - Fundo de Investimento em Direitos Creditórios Conta CRCEm 26 de janeiro de 2006, foi criado o CEMIG - Fundo de Investimento em Direitos Creditórios Conta CRC(“Fundo”) formado por direitos de crédito decorrentes do Contrato CRC. O Fundo é composto por 900.000.000quotas seniores e 760.125.012 quotas subordinadas não transferíveis, com valor nominal de R$1,00 por quota,as quais foram integralmente subscritas e pagas em 27 de janeiro de 2006, pelo Banco Itaú BBA S.A. e o BancoBradesco S.A. e pela CEMIG, respectivamente. As quotas seniores e as subordinadas deverão ser resgatadas340

em 2015 e 2035, respectivamente. O valor, em 30 de junho de 2006, dos recebíveis transferidos para o Fundoera de R$1.726,3 milhões, desconsiderando a provisão para perdas constituída no valor de R$106,9 milhões.As quotas seniores têm como alvo o retorno à taxa do CDI acrescidos de 1,70% por ano e serão amortizadasem 20 pagamentos semestrais durante um período de 10 anos. Ademais, tendo em vista que (i) as datas dospagamentos semestrais das quotas seniores coincidem com as datas em que a CEMIG paga seus dividendossemestrais; e (ii) que o quarto aditamento do Contrato CRC prevê que 65% dos dividendos devidos pela CEMIGao Governo do Estado em cada pagamento de dividendos devem ser retidos pela CEMIG e transferidosautomaticamente para o Fundo, as quotas são automaticamente reembolsadas em referidas datas. Caso essesdividendos não sejam suficientes para promover um sistema de pagamento fixo às quotas seniores, a CEMIG,como co-obrigada, deverá contribuir com o valor necessário para efetuar tal pagamento. O sistema deamortização foi projetado para coincidir com o cronograma de distribuição de dividendos da CEMIG e paraminimizar o risco da CEMIG ser responsável por qualquer pagamento adicional. As quotas subordinadas serãoamortizadas com qualquer excesso de caixa disponível no Fundo ou com sua liquidação. Caso a CEMIG deva,na qualidade de co-obrigada, fazer qualquer pagamento das quotas seniores sua capacidade de pagamentopoderá ser afetada adversamente de forma relevante.DESVERTICALIZAÇÃOINTRODUÇÃOA desverticalização no setor de energia elétrica, implementada no Brasil desde 1995, envolveu todas asempresas do setor que atuavam de forma verticalmente integrada, e teve como objeto a segregação dasatividades de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica. O processo de desverticalização tevecomo objetivos (i) evitar a existência de subsídios cruzados entre as atividades de geração, transmissão edistribuição de energia elétrica, isto é, evitar que as tarifas auferidas por uma de referidas atividadessubsidiassem qualquer das demais atividades; e (ii) efetivar e estimular a competição no setor elétrico nossegmentos nos quais a competição seria possível (geração e comercialização), bem como aprimorar o sistemade regulação dos segmentos nos quais havia monopólio de rede (transmissão e distribuição). O advento da Leinº 10.848, de 15 de março de 2004, introduziu a exigência legal de separação das atividades de distribuiçãodas atividades de geração e transmissão e fixou prazos para que as empresas afetadas cumprissem com estadeterminação.A DESVERTICALIZAÇÃO DA CEMIGOs contratos de concessão para a prestação de serviços de distribuição de energia elétrica originalmentecelebrados entre CEMIG e a ANEEL continham a obrigação da implementação da Desverticalização, exigindoque a CEMIG separasse suas operações de geração, de transmissão e de distribuição em empresas distintas.De acordo com esses contratos, a reestruturação deveria ter sido completada até 31 de dezembro de 2000, oque efetivamente não ocorreu. Em razão desse atraso, no início de 2001 a ANEEL impôs uma multa de R$3,7milhões à CEMIG, que, por sua vez, contestou a imposição de referida multa e obteve, não somente seucancelamento pela ANEEL, como também um novo prazo para implementar a reestruturação, qual seja, 21 desetembro de 2002. Tendo em vista que esse prazo para reestruturação também não foi respeitado, a ANEEL,em 11 de novembro de 2002, impôs outra multa à CEMIG, no valor de R$5,5 milhões. A CEMIG apresentou,em 28 de novembro de 2002, recurso com efeito suspensivo questionando a aplicação dessa penalidade, o qualnão foi acatado pela ANEEL. Em 02 de abril de 2003 a CEMIG recorreu da decisão e, em 22 de fevereiro de2005, considerando a Desverticalização da CEMIG, a ANEEL reduziu a referida multa para R$2,7 milhões. Porfim, em 04 de março de 2005 a CEMIG apresentou novo recurso, o qual foi apreciado pela Diretoria da ANEEL,porém sem ter sido objeto de decisão, tendo em vista aparentes impropriedades na condução do processo naAgência. Não houve manifestação da ANEEL desde então.Em março de 2004 a CEMIG deu início ao seu processo de reorganização societária, de forma a implementara desverticalização de suas atividades, nos termos da Lei 10.848/04 (“Desverticalização”). A Desverticalizaçãofoi autorizada por meio da Lei Estadual Lei nº 15.290, de 04 de agosto de 2004.Ainda em setembro de 2004, a CEMIG D e a CEMIG GT foram constituídas como subsidiárias integrais daCEMIG, para exercer atividades de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica até então exercidas341

pela CEMIG nos termos de seus contratos de concessão. Posteriormente, em 30 de dezembro de 2004, a CEMIGtransferiu à CEMIG D e à CEMIG GT, conforme o caso, todos os ativos de sua propriedade relacionados aosserviços de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, além dos direitos e obrigações associadosa tais atividades.Em 29 de outubro de 2004, a CEMIG enviou à ANEEL, requerimento formal contendo a estrutura dareestruturação societária pretendida em razão da Desverticalização, a qual contemplava, a transferência, àCEMIG D e à CEMIG GT, das concessões para prestação de serviços de geração, transmissão e distribuição deenergia elétrica detidas pela CEMIG, conforme aplicável (as “Concessões da CEMIG”).Por meio da Resolução Autorizativa ANEEL nº 407, datada de 20 de dezembro de 2004, foi aprovada a estruturada Desverticalização da CEMIG, com a transferência das concessões para prestação de serviços de distribuiçãode energia elétrica anteriormente outorgadas à CEMIG, e versão de parte de seu patrimônio para a CEMIG D.Em Assembléia Geral Extraordinária da CEMIG, realizada em 30 de dezembro de 2004, foi deliberada atransferência dos ativos relacionados à prestação de serviços de distribuição de energia elétrica de propriedadeda CEMIG para a CEMIG D. A referida transferência de ativos foi publicada no Jornal Minas Gerais, em 15 demarço de 2005.Em decorrência da Desverticalização a CEMIG D passou a exercer todas as atividades relacionadas àdistribuição de energia elétrica, e a CEMIG GT passou a exercer todas as atividades relacionadas à geração etransmissão de energia elétrica, nos termos das Concessões da CEMIG. Ademais, conforme informado acima,a totalidade dos ativos operacionais e não operacionais da CEMIG, relacionados às referidas atividades foramtransferidos pela CEMIG à CEMIG D e à CEMIG GT, conforme o caso, juntamente com os demais direitos eobrigações decorrentes da prestação de tais serviços. Adicionalmente, algumas dívidas de financiamento daCEMIG foram também alocadas na CEMIG D e na CEMIG GT, conforme aplicável.Em 16 de setembro de 2005, a CEMIG, a CEMIG D e a ANEEL efetivaram a completa transferência dasConcessões da CEMIG para a CEMIG D, por meio da assinatura de termo aditivo aos Contratos de Concessãode Distribuição nºs. 02/1997 (área norte), 03/1997 (área sul), 04/1997 (área leste) e 05/1997 (área oeste).ESTRUTURA DO GRUPO CEMIGComo conseqüência da Desverticalização, a CEMIG D e a Cemig GT são hoje subsidiárias integrais da CEMIG(holding), que controla e centraliza todas as decisões do Grupo CEMIG, conforme demonstra a figura abaixo:342

NEGÓCIOS DA CEMIG DVISÃO GERALA CEMIG D é uma das maiores concessionárias de distribuição de energia elétrica do Brasil, por sua posiçãoestratégica, competência técnica, tamanho de rede e mercado atendido. Atualmente é a principal empresa dedistribuição de energia elétrica do Estado de Minas Gerais, o terceiro mercado consumidor do País, onde estãoinstaladas algumas das maiores empresas nas áreas de siderurgia, mineração, automobilística e metalurgia.A CEMIG D tem por objeto social estudar, planejar, projetar, construir e operar sistemas de distribuição ecomercialização de energia elétrica e serviços correlatos que tenham sido ou venham a ser concedidos aqualquer título de direito.O negócio da CEMIG D envolve a compra e subtransmissão de energia de alta voltagem (138kV e 88kV), suatransformação em média e baixa voltagem, e sua distribuição e venda para consumidores finais no Estado deMinas Gerais. A CEMIG D detém concessões para distribuição de eletricidade em uma área que abrangeaproximadamente 96,7% do Estado de Minas Gerais. A CEMIG D desenvolve atividades de distribuição deenergia elétrica em 774 municípios e 5.415 localidades do Estado de Minas Gerais, atendendo a,aproximadamente, 17 milhões de habitantes, de acordo com o censo do ano 2000. Em 30 de junho de 2006,a CEMIG D detinha e operava 386.785quilômetros de redes de distribuição e 16.080 quilômetros de redes desubtransmissão.PROGRAMAS SOCIAISA CEMIG possui forte orientação social, tendo como objetivos a ética e a responsabilidade sócio-empresarial. ACEMIG D participa de diversos programas sociais e possui um comitê de responsabilidade social empresarialque estabelece sua política de responsabilidade social e cidadania. Nos anos de 2003, 2004 e 2005, a CEMIGinvestiu aproximadamente R$24,7 milhões, R$18,4 milhões e R$23,7 milhões, respectivamente, em programassociais. Dentre seus principais projetos sócio-culturais destacam-se:• Programa Luz do Saber - o objetivo desse programa é garantir energia elétrica a todas as escolas rurais dasredes estadual e municipal de Minas Gerais;• Programa Campos de Luz - com a iluminação de cerca de 300 campos de futebol de várzea, esse programaleva mais segurança e melhores condições de lazer para comunidades de baixa renda em todo o Estado;• Projeto Galpão Cine Horto - patrocínio de um dos destaques do teatro brasileiro atual,Grupo Galpão;• Festival Internacional de Teatro Palco e Rua - FIT - um dos mais importantes eventos de artes cênicas doBrasil contribuindo para a popularização do teatro;• Projeto Palácio das Artes/Fundação Clóvis Salgado - mantenedora de uma instituição com presençamarcante no cenário cultural brasileiro e patrocinadora de grandes espetáculos;• Projeto Ações Sociais Integradas - ASIN - programa de voluntariado empresarial que conta com aparticipação de mais de 1000 empregados da empresa,atuando em educação,cultura,meio ambiente,saúdee apoio comunitário atendendo cerca de 30 mil pessoas entre crianças,adolescentes e idosos; e• Programa AI6% - que arrecada em doações 6% do Imposto de Renda devido por empregados daempresa,destinando os recursos a instituições cadastradas no ASIN e nos Conselhos Municipais da Criançae do Adolescente.SEGUROSA CEMIG D contrata seus seguros por meio de licitações que contam com a participação das principaiscompanhias seguradoras brasileiras e internacionais que operam no Brasil. A administração da CEMIG Dacredita que a cobertura de seguros que possui é compatível com as suas atividades e está em conformidadecom as práticas internacionais.A CEMIG D possui um comitê que decide sobre a contratação de seus seguros. A CEMIG D possui seguro derisco operacional dos principais equipamentos das subestações junto a um grupo de companhias seguradoraslideradas pela Itaú Seguros S.A. e os demais junto a diversas companhias de seguro privadas. Via de regra, aCEMIG D mantém seguro com cobertura ampla junto a companhias de seguro de primeira linha para cobrirperdas e danos em seus bens de suas usinas causados por incêndio, por acidentes e riscos operacionais, taiscomo danos nos equipamentos.343

A CEMIG D não possui cobertura de seguro contra risco de paralisação de suas atividades, contra danosambientais e de engenharia. As instalações da CEMIG D também não estão cobertas por seguro contracatástrofes.A tabela a seguir apresenta uma descrição sumária das principais apólices de seguro mantidas pela CEMIG Dem 31 de março de 2006:Data de Importância PrêmioAtivos Cobertura Vigência Segurada AnualAeronáutico – Aeronaves Casco 28.04.2006 a28.04.2007 14.836 232Almoxarifados, Instalações prediais eEquipamentos de telecomunicações Incêndio 10.07.2005 a10.07.2006 347.167 73Risco Operacional – Equipamentos de Potência Total 05.05.2006 a05.05.2007 509.525 982Relações com SindicatosA CEMIG D mantém negociações com dez sindicatos que representam seus funcionários a seguir: Federaçãodos Trabalhadores nas Indústrias Urbanas do Estado de Minas Gerais, Sindicato Intermunicipal dostrabalhadores na Indústria Energética de Minas Gerais – SINDIETRO/MG, Sindicato dos Trabalhadores naIndústria de Energia Elétrica do Sul de Minas Gerais – SINDSUL/MG, Sindicato dos Trabalhadores na Indústriade Energia Elétrica de Juiz de Fora, Sindicato dos Trabalhadores na Indústria da Energia Elétrica de SantosDumont, Sindicato das Secretárias no Estado de Minas Gerais, Sindicato dos Engenheiros no Estado de MinasGerais, Sindicato dos Administradores no Estado de Minas Gerais, Sindicato dos Técnicos Industriais de MinasGerais e Sindicato dos Técnicos de Segurança do Trabalho do Estado de Minas Gerais.A CEMIG D possui um bom relacionamento com seus sindicatos. Embora nem todos os funcionários sejamfiliados aos sindicatos, todos gozam dos benefícios previstos nos instrumentos coletivos por força da legislaçãotrabalhista vigente. Os acordos coletivos são negociados com os sindicatos anualmente, estabelecendo areposição salarial e outros benefícios, sendo que a data base da categoria é novembro, ocasião em que novascondições de trabalho começam a vigorar. O acordo coletivo atualmente em vigor foi assinado em 12 denovembro de 2005, e tem vigência até 31 de outubro de 2006. Esse novo acordo prevê um aumento salarialde 7,45% em relação ao exercício anterior, sendo 5,05% relativos a reajuste salarial e 2,40% relativos a ganhode produtividade, e a participação nos lucros em conformidade com a legislação trabalhista brasileira.A CEMIG D considera boa a relação que mantém com seus empregados e respectivos sindicatos. Tendo emvista que os serviços por ela prestados são considerados essenciais, seus empregados, em caso de greve, sãoobrigados a manter níveis mínimos de atividades para garantir a prestação de serviços à população. Não houvequalquer tipo de greve ou paralisação das atividades da CEMIG D nos últimos três anos.Participação nos LucrosA CEMIG D possui um Programa de Participação nos Lucros para seus funcionários em conformidade com alegislação trabalhista brasileira aplicável. Nos âmbito do referido programa, a CEMIG não pode contribuir aoplano de participação nos lucros com valor superior a 25% da totalidade dos dividendos propostos do exercícioem questão. As metas para o pagamento da participação nos lucros são estabelecidas anualmente por meio deacordos coletivos específicos.A participação dos empregados nos resultados do exercício de 2005 foi definida por meio de acordo coletivoespecífico. Em conformidade com referido acordo, a participação no resultado do exercício de 2005, incluindoa contribuição para o plano de pensão incidente sobre os valores da participação, correspondeu a,aproximadamente, R$44,6 milhões.Planos de Opção de Compra de AçõesNão há planos de opção de compra de ações destinados aos empregados da CEMIG D.344

Previdência PrivadaA partir de 1º de janeiro de 2005, com a desverticalização da CEMIG, os planos de previdência da FORLUZpassaram a ser patrocinados pela CEMIG D através de uma participação percentual nos ativos e obrigações doplano, no percentual de 72,45%, determinado em função da alocação dos empregados na CEMIG D emdezembro de 2004.A CEMIG D, patrocina três planos de previdência privada administrados pela Fundação Forluminas deSeguridade Social – FORLUZ, com o objetivo de complementar os benefícios da previdência social de seusempregados, a seguir:• Plano Saldado (A): inclui os participantes aposentados e ativos que optaram por migrar do Plano deBenefício Definido, descrito abaixo, para este plano nas datas em que esteve aberta essa opção. O benefíciodeste plano corresponde, no caso dos aposentados, ao valor líquido que era recebido do plano antigo e,para os ativos, ao valor proporcional saldado na data de início do plano. Este plano não recebe novascontribuições e está fechado para novos participantes.• Plano Misto (B): é um plano de contribuição variável segundo a definição das autoridades brasileiras. Temcaracterística de contribuição definida para benefícios programáveis de aposentadoria por tempo normal ebenefício definido para benefícios de risco (cobertura de invalidez e morte de participante ativo).A contribuição da CEMIG é paritária às contribuições básicas mensais dos participantes, sendo o único planoaberto a novas adesões de participantes; e• Plano de Benefício Definido (BD): plano original, na modalidade de benefício definido para todos osbenefícios, fechado para novos participantes, por meio do qual é realizada a complementação do salário realmédio dos três últimos anos de atividade do empregado na CEMIG em relação ao valor hipotético dobenefício da Previdência Social Oficial. A CEMIG D pretende encerrar o referido plano até o final de 2006,migrando seus participantes para o Plano Saldado , o que depende de aprovação das autoridadescompetentes.Outros BenefíciosA CEMIG D fornece ainda aos seus empregados, seguro saúde, seguro de vida, vale-alimentação, valetransporte,auxílio-creche, programa de apoio ao menor eficiente especial.ForluzPor meio de deliberações de sua Diretoria, a CEMIG D reconheceu diferentes débitos em relação à FundaçãoForluminas de Seguridade Social - FORLUZ, uma entidade de previdência privada dos funcionários da CEMIGD. Esses débitos são relacionados ao passivo atuarial e outros benefícios pós-emprego de suplementação deaposentadorias e pensões, seguro de vida e plano de saúde. No exercício findo em 31 de dezembro de 2005,esses débitos totalizavam R$1.104,49 milhões. Segundo informações da CEMIG D, esses débitos deverão seramortizados progressivamente até junho de 2024.TreinamentoA CEMIG D fornece extenso programa de treinamento para seus aprendizes e funcionários. Os aprendizes sãomenores selecionados para participarem de programa de formação técnico-profissional para as carreiras deeletricista de linhas de rede, eletricista de manutenção, dentre outras. Para seus funcionário, a CEMIG Dmantém uma Escola de Formação e Aperfeiçoamento Profissional, destinado à formação de eletricistas,aperfeiçoamento e reciclagem, e um Programa de Educação Básica, destinado à complementação do ensinofundamental. Adicionalmente, a CEMIG D possui cursos de Formação Profissional ministrados em seu própriocampus - a Escola de Formação e Aperfeiçoamento Profissional – EFAP.No exercício encerrado em 31 de dezembro de 2005, a CEMIG D investiu aproximadamente R$9,9 milhões emseus programas de treinamento e no período de seis meses findos em 30 de junho de 2006 foram investidosR$4,7 milhões A CEMIG D possui também um programa de trainees para jovens matriculados em cursossuperiores ou recém formados para ocuparem funções técnicas ou gerenciais.345

Segurança no TrabalhoA CEMIG D possui uma Política de Segurança que prevê a proteção de seus empregados próprios, contratados,de empresas contratadas, bem como a comunidade direta ou indiretamente afetada por seu sistemaoperacional, através da identificação, avaliação e controle dos riscos decorrentes de suas atividades. De acordocom a sua política de segurança do trabalho, todo empregado tem o direito de questionar a realização de tarefaem que as medidas de segurança no trabalho não estejam devidamente satisfeitas. Em 2005, ocorreram 107acidentes, sendo 30 com afastamento do trabalho. Dentre os acidentes mais freqüentes sofridos pelosempregados da CEMIG D estão os relacionados a acidentes de trânsito.Para garantir o cumprimento desta Política de Segurança a CEMIG D possui um Serviço Especializado emEngenharia de Segurança e Medicina do Trabalho, 64 Comissões Internas de Prevenção de Acidentes e estáimplantando o Sistema de Gestão de Saúde e Segurança do Trabalho, com base na Especificação OHSAS 18001,em todas as áreas que interagem com o Sistema Elétrico de Potência.Informações adicionais ao Grupo 13.01Relação das 355 subestações da CEMIG D.1. ABADIA DOS DOURADOS2. ABAETE 23. AGUAS FORMOSAS4. AIMORES5. ALFENAS 16. ALFENAS 27. ALMENARA8. ALPINOPOLIS 29. ANDRADAS 210. ARACAGI11. ARACUAI12. ARAGUARI 213. ARAPORA14. ARAXA 115. ARAXA 216. ARCOS17. ARCOS 218. AREADO 219. ARINOS20. AVATINGUARA21. BAMBUI22. BARAO DE COCAIS 123. BARBACENA 124. BARREIRO 225. BARROSO 226. BARROSO 327. BERILO28. BETIM 129. BETIM 230. BETIM 331. BETIM 432. BH-ADELAIDE33. BH-ATALAIA34. BH-BARRO PRETO35. BH-BONSUCESSO36. BH-CARLOS PRATES37. BH-CENTRO38. BH-CINCO39. BH-GUTIERREZ40. BH-HORTO41. BH-JATOBA346

42. BH-MARACANA43. BH-PAMPULHA44. BH-SANTA EFIGENIA45. BH-SÃO MARCOS46. BH-SION47. BOA ESPERANCA 248. BOCAIÚVA49. BOM DESPACHO 250. BOM SUCESSO51. BONFINÓPOLIS DE MINAS52. BORDA DA MATA53. BOTELHOS54. BRASILÂNDIA 255. BRASÍLIA DE MINAS56. BRASOPOLIS 157. BRECHA58. BRUMADINHO59. BURITIS60. BURITIZEIRO61. CAETE 162. CAMBUQUIRA63. CAMPANARIO64. CAMPINA VERDE 265. CAMPO BELO66. CAMPO DO MEIO67. CAMPOS ALTOS68. CAMPOS GERAIS69. CAPELINHA 170. CAPINOPOLIS71. CARANDAI 272. CARANDAI 373. CARANGOLA74. CARATINGA 175. CARLOS CHAGAS 176. CARLOS CHAGAS 277. CARMO DA MATA78. CARMO DO PARANAIBA 279. CARMO RIO CLARO80. CARMOPOLIS DE MINAS81. CARNEIRINHO82. CASSIA 183. CAXAMBU84. CENTRAL DE MINAS85. CENTRALINA86. CID. IND.(STA.LUZIA)87. CID. INDUSTRIAL88. CLAUDIO 189. COMINCI90. CONC. DO MATO DENTRO91. CONCEICAO ALAGOAS92. CONCEICAO APARECIDA93. CONGONHAS94. CONTAGEM 395. COQUEIROS96. CORAÇÃO DE JESUS97. CORDISBURGO98. CORINTO 199. COROACI100. COROMANDEL101. CORONEL FABRICIANO347

102. COUTO MAGALHÃES103. CURVELO 1104. CURVELO 2105. DIAMANTINA 1106. DIVINOPOLIS 1107. DIVINOPOLIS 2108. DOM SILVERIO109. DORES DO INDAIA110. ENGENHEIRO CALDAS111. ENGENHEIRO DOLABELA112. ESMAN CHAVEAMENTO CEMIG113. ESPINOSA114. FELIXLÂNDIA115. FORMIGA116. FRANCISCO SÁ117. FREI INOCENCIO118. FRUTAL 1119. FRUTAL 2120. FURNAS-PORTO COLOMBIA121. GOUVEIA 2122. GOUVEIA 3123. GOV. VALADARES 1124. GOV. VALADARES 3125. GOV. VALADARES 4126. GUANHAES127. GUARDA MOR128. GUAXUPE 2129. IBIA 2130. ICARAÍ DE MINAS131. IGARAPÉ132. IGUATAMA 2133. ILHA DOS POMBOS134. ILICINEA135. INHAPIM 2136. INIMUTABA137. IPANEMA138. IPATINGA 2139. IPATINGA 3140. IRAI DE MINAS141. ITABIRA 3142. ITABIRITO143. ITACARAMBI 2144. ITAGUARA145. ITAJUBA146. ITANHANDU147. ITAOBIM148. ITAPAGIPE149. ITAPECERICA150. ITAU DE MINAS151. ITAUNA 1152. ITAUNA 2153. ITUIUTABA154. ITURAMA 1155. JACUTINGA156. JANAÚBA 1157. JANAÚBA 2158. JANGADA159. JANUÁRIA 2160. JANUÁRIA 3161. JANUÁRIA 4348

162. JEQUITAÍ163. JEQUITINHONHA164. JOÃO PINHEIRO 1165. JORDANIA166. JUIZ DE FORA 2167. JUIZ DE FORA 4168. JUIZ DE FORA 7169. LAGOA DA PRATA170. LAGOA FORMOSA171. LAGOA GRANDE172. LAGOA SANTA173. LAMBARI174. LAVRAS 2175. LEANDRO FERREIRA176. LIBERDADE177. LIMA DUARTE178. LUZ 1179. M.NOVA DE MINAS180. MACHADO 1181. MALACACHETA182. MANGA 1183. MANGA 3184. MANGA 5185. MANGA 6186. MANHUACU187. MANTENA188. MARIA DA FE 2189. MARIANA 1190. MARIANA 2191. MARTINHO CAMPOS192. MATEUS LEME193. MATO VERDE194. MATOZINHOS195. MIGUEL BURNIER196. MINAS NOVAS 1197. MINDURI198. MIRABELA199. MIRANDA (SECCIONADORA)200. MOCAMBINHO201. MONLEVADE 3202. MONTALVÂNIA 1203. MONTE AZUL204. MONTE CARMELO205. MONTES CLAROS 1206. MORRO DO CHAPEU207. MORRO GARRAFAO208. MORRO GRAFITE209. MURTINHO210. MUZAMBINHO 2211. NANUQUE212. NEPOMUCENO213. NEVES 2214. NEVES 3215. NOVA ERA 1216. NOVA GRANJA217. NOVA LIMA 1218. NOVA LIMA 4219. NOVA LIMA 5220. NOVA PONTE221. NOVA SERRANA349

222. OLIVEIRA223. OURO FINO224. OURO PRETO 1225. OURO PRETO 3226. PADRE PARAISO227. PAI JOAQUIM228. PAINEIRAS 2229. PAINS 2230. PARA DE MINAS 1231. PARA DE MINAS 2232. PARACATU 1233. PARACATU 2234. PARACATU 3235. PARACATU 5236. PARACATU 7237. PARAGUACU238. PARAISOPOLIS239. PARAOPEBA240. PASSA QUATRO241. PASSOS 1242. PATOS DE MINAS243. PATROCINIO244. PECANHA 2245. PEDRA AZUL246. PEDRA DO INDAIA247. PEDRO LEOPOLDO 3248. PERDOES249. PIRAJUBA250. PIRAPORA251. PITANGUI 2252. PIUMHI253. POCOS DE CALDAS 1254. POCOS DE CALDAS 2255. POMPEU 2256. PONTE NOVA257. PORTEIRINHA 1258. PORTEIRINHA 2259. PORTO FIRME260. POTE261. POUSO ALEGRE 1262. POUSO ALEGRE 2263. PRATA264. PRATAPOLIS265. PRESIDENTE BERNARDES266. RAUL SOARES267. RESPLENDOR268. RIACHINHO269. RIO ACIMA 1270. RIO ACIMA 2271. RIO CASCA272. RIO ESPERA273. RIO PARANAIBA274. S.SEBASTIAO PARAISO275. SABARA 1276. SABINOPOLIS277. SACRAMENTO 1278. SALINAS279. SANTA BARBARA280. SANTA LUZIA 1281. SANTA LUZIA 2350

282. SANTA QUITERIA283. SANTA RITA DE CALDAS284. SANTA VITORIA285. SANTANA DA VARGEM286. SANTO ANTONIO AMPARO287. SANTOS DUMONT288. SÃO FRANCISCO 1289. SÃO FRANCISCO 2290. SÃO FRANCISCO 3291. SAO FRANCISCO PAULA292. SAO GONCALO ABAETE293. SAO GONCALO SAPUCAI294. SAO GOTARDO 1295. SAO JOAO DEL REI 1296. SAO JOAO DEL REI 2297. SAO JOAO EVANGELISTA298. SAO LOURENCO299. SAO PEDRO DO SUACUI300. SAO SIMAO301. SERRO302. SETE LAGOAS 1303. SETE LAGOAS 2304. SETE LAGOAS 3305. SETE LAGOAS 5306. SOBRAGI - PARAIBUNA DE METAIS307. STA MARIA DO SUACUI308. STA RITA DO SAPUCAI309. TAIOBEIRAS310. TEOFILO OTONI 1311. TRES CORACOES 1312. TRES CORACOES 2313. TRES PONTAS314. TUPACIGUARA 2315. UBERABA 1316. UBERABA 2317. UBERABA 3318. UBERABA 4319. UBERABA 5320. UBERABA 6321. UBERLANDIA 1322. UBERLANDIA 2323. UBERLANDIA 6324. UBERLANDIA 7325. UNAÍ 2326. UNAÍ 3327. UNAÍ 4328. USINA ANIL329. USINA CARMO CAJURÚ330. USINA DONA RITA331. USINA FUNIL - CAHEF332. USINA GAFANHOTO333. USINA ITUTINGA334. USINA JOASAL335. USINA MACHADO MINEIRO336. USINA MARMELOS337. USINA PACIENCIA338. USINA PANDEIROS339. USINA PETÍ340. USINA PIAU341. USINA POÇO FUNDO351

342. USINA POQUIM343. USINA QUEIMADOS344. USINA RIO DE PEDRAS345. USINA SALTO GRANDE346. USINA SANTA MARTA347. USINA SÃO BERNARDO348. USINA TRONQUEIRAS349. VARGINHA 1350. VARGINHA 2351. VÁRZEA DA PALMA 2352. VAZANTE 1353. VESPASIANO354. VICOSA355. VOLTA GRANDE14.05 - PROJETOS DE INVESTIMENTOINVESTIMENTOSA Companhia possui um Comitê de Priorização de Obras, que vem atuando na análise dos projetos de expansãoconstantes do plano qüinqüenal de negócios, recomendando à Diretoria Executiva a execução desses projetose garantindo que o retorno mínimo exigido pelo Conselho de Administração seja atendido.Programa “Luz para Todos” – Universalização do acesso e uso da energia elétricaA Universalização do Acesso e Uso da Energia Elétrica se tornou obrigatória através de Lei Federal que atribuiuà ANEEL a tarefa de estabelecer metas de universalização do acesso ao serviço público de energia elétrica, nasquais o atendimento de novas ligações, para unidades consumidoras com carga instalada de até 50 KWatendidas em tensão secundária, deverá ser realizado sem ônus de qualquer espécie para o solicitante.O Programa instituído pelo Governo Federal em 2003 e denominado “Luz para Todos”, objetivou antecipar ameta de completar 100% da eletrificação no país até 2008, sem qualquer ônus para o consumidor.Em Minas Gerais, o protocolo de adesão assinadoestabelece o prazo limite da universalização no Estadode Minas Gerais até 2006, o que exigirá a ligação deaproximadamente 176 mil consumidores rurais.O Programa tem um orçamento estimado pela CemigDistribuição em R$1.641 milhões, sendo necessária aconstrução de 65 mil Km de rede rural.Os recursos do Governo Federal são a fundo perdidoou com custos subsidiados e devem ser aportadospela Eletrobrás.Conforme estabelecido pelo Conselho deAdministração, 5,00% do lucro líquido anual deve serdestinado a viabilização de projetos de grandealcance social e de rentabilidade reduzida. A CemigDistribuição utilizará parte destes recursos noPrograma “Luz para Todos”.Em junho de 2005, a Cemig Distribuição assinou contratos com empreiteiras com experiência em integração degrandes empreendimentos, para ligação de cerca de 140 mil clientes rurais do mercado potencial identificadona sua área de concessão, em regime de empreitada parcial. Essa medida possibilitará o cumprimento da metae do cronograma estabelecidos para conclusão do Programa Luz para Todos em 2006.352

No dia 24 de outubro, foi assinado o 2º contrato de financiamento de aproximadamente R$376 milhões com aEletrobrás, referente à parcela de participação do Governo Federal nas obras do Programa Luz para Todos. Atéo final de 2005 já haviam sido ligados cerca de 50 mil clientes rurais.Programa Campos de LuzEsse Programa tem por objetivo incentivar a prática de esportes com a iluminação de campos de futebol,através de um convênio entre a Cemig Distribuição e o Governo do Estado de Minas Gerais. Nos anos de 2004e 2005 foram iluminados 144 campos. Em 2006 mais 300 campos serão iluminados. O custo orçado é de R$18milhões, sendo a metade de responsabilidade da Cemig Distribuição.Projetos de Melhoria da Iluminação PúblicaA Cemig Distribuição vem executando obras de melhoria na iluminação pública no Estado, fazendo asubstituição de luminárias e lâmpadas de vapor de mercúrio por equipamentos a vapor de sódio.O objetivo principal é modernizar os sistemas de Iluminação Pública com a introdução de tecnologia maiseficiente, visando a redução do consumo de energia elétrica no horário de ponta do sistema elétrico, comredução dos gastos com operação. Além disso, visa melhorar as condições de segurança e a qualidade de vidanas cidades mineiras.Esses projetos fazem parte do Programa de Eficiência Energética - PEE, investimentos provenientes daaplicação de 0,5% da receita líquida da Empresa no ano, que são aprovados pela Agência Nacional de EnergiaElétrica - ANEEL.A CEMIG utilizou o Índice de Crimes Violentos – ICV, fornecido pela Polícia Militar de Minas Gerais – PMMG, paradefinir a ordem de atendimento das cidades e locais a serem eficientizados, estabelecendo prioridades deexecução das obras. Além disso, para que o máximo de municípios fossem atendidos, a CEMIG estabeleceu umvalor máximo para as obras, representando em média, 4% da conta de energia elétrica da Prefeitura, atingindoum investimento total de até R$500 mil por município.Em 2005, no Programa de Eficientização, a Empresa substituiu aproximadamente 58 mil luminárias, espalhadaspor todas as regiões de Minas Gerais, gerando uma economia de demanda da ordem de 4,6 MW/h, querepresenta, em um ano, 20.150 MWh de energia..Além do atendimento à resolução da ANEEL, realizado com recursos próprios, a CEMIG repassa aos municípiosdo Estado, financiamentos da Eletrobrás, através do Programa Nacional de Iluminação Pública Eficiente – Reluz.Criado em 2001, ele visa complementar ou possibilitar projetos maiores para as cidades que desejam investirem eficiência energética na iluminação pública.O Reluz se diferencia dos projetos de eficiência energética da Empresa, que são aprovados pela ANEEL, poisnele, os empréstimos são liberados somente para iluminação pública, abrindo um leque de opções para essesinvestimentos. O financiamento, que pode ser pago em 36 parcelas fixas, com juros de 6% ao ano, pode serobtido para diversos tipos de obras e, não apenas para a troca de lâmpadas de vapor de mercúrio pelas devapor de sódio.Em 2005, no Programa Reluz, foram modernizados 16.000 pontos de iluminação pública, principalmente emBelo Horizonte, com investimentos de R$6 milhões, propiciando uma redução anual de 1.400 MWh noconsumo.Programa Cresce MinasAprovado pela Diretoria Executiva e pelo Conselho de Administração o “Programa Cresce Minas”, a serexecutado em 3 anos a partir de 2006, no valor global de R$686,1 milhões, visa à recuperação das condiçõesdo sistema elétrico para atendimento ao mercado de Minas Gerais frente à retomada de crescimento, orestabelecimento das condições operativas do sistema da Transmissão e Distribuição e a manutenção os níveisde qualidade de serviço dentro dos parâmetros regulados de níveis tensão e continuidade.353

Outros projetos de distribuiçãoForam negociados importantes projetos de iluminação de rodovias que proporcionarão maior segurança paraos usuários e para a população que habita as suas margens, destacando-se a iluminação de 22,5 km da MG-010, 22 Km da BR-040 e 9,6 Km da MG-030. A conclusão da parte relativa à BR-040 e MG-030 se deu emfevereiro/2005 ao custo total de R$4,96 milhões.A iluminação da MG-010 compreendendo o trecho entre Belo Horizonte e o Aeroporto Internacional TancredoNeves (“Confins”), viabilizará a transferência dos vôos domésticos de Belo Horizonte, do Aeroporto da Pampulhapara Confins, proporcionando melhor infra-estrutura e segurança aos usuários além de ampliar a utilização doPorto Seco da região. Este projeto se estenderá até 2006 com custo total previsto de R$4,17 milhões.Finalizando, deve ser ressaltado o expressivo programa de investimentos da Companhia. Ligamos mais de 230mil consumidores em 2006, sendo que 87 mil através do Programa Luz para Todos. Este Programa, que temcomo objetivo a universalização do acesso ao serviço público de energia elétrica, com um foco nosconsumidores de baixa renda da área rural, já consumiu recursos no valor de R1,4 bilhão e tem previsão paraconclusão no ano de 2007, quando então teremos praticamente toda a população da área de concessão daEmpresa atendida.15.01 - PROBLEMAS AMBIENTAISMEIO AMBIENTEAs atividades de distribuição de energia elétrica da CEMIG D estão sujeitas à legislação federal e estadual deampla cobertura referente à preservação do meio ambiente. A Constituição Federal confere poderes aosGovernos Federal e Estadual para promulgar leis destinadas a proteger o meio ambiente e a editarregulamentação ao amparo dessas leis. Os governos estaduais podem promulgar regulamentação ambientalainda mais severa do que as promulgadas na esfera federal e a maior parte da legislação ambiental no Brasilfoi promulgada na esfera estadual. A empresa que violar a legislação ambiental aplicável poderá ficar sujeita amultas significativas e restrições às atividades que poderia exercer. Os órgãos estaduais responsáveis pelaexpedição de licenças ambientais em Minas Gerais são a Fundação Estadual do Meio Ambiente - FEAM e oConselho Estadual de Política Ambiental - COPAM.A CEMIG D acredita estar cumprindo os aspectos relevantes de todas as leis e regulamentos ambientaispertinentes. Nos exercícios encerrados em 31 de dezembro de 2005, a CEMIG D investiu aproximadamente R$6milhões no cumprimento da legislação ambiental e na implantação de novos empreendimentos. Durante operíodo de três meses findo em 31 de março de 2006, o investimento foi de R$0,4 milhões.Política AmbientalA CEMIG D trata a questão do meio ambiente de maneira altamente profissional, definindo estratégiasambientais, no curto, médio e longo prazo. Para tanto, possui um Comitê de Planejamento Estratégico, o qualvisa tomar conhecimento das questões ambientais, buscando sempre novas soluções e melhorias. De forma amelhor tratar a questão do meio ambiente, a CEMIG D elabora um plano qüinqüenal de negócios, bem comoprogramas e orçamentos anuais, definindo, ainda, prioridades corporativas, visando, dessa forma, gerar riquezade maneira ambientalmente correta, por meio de sistemas de gestão, análise de impactos, verificações eparcerias e soluções tecnológicas.A CEMIG D conduz auditorias internas anuais de forma a verificar suas políticas ambientais. Além disso, aCEMIG D estabelece diversos programas de prevenção e controle de danos, com a finalidade de limitar os riscosrelacionados às questões ambientais. De acordo com a sua política ambiental, a CEMIG D contabiliza os custosdestes programas quando efetivamente incorridos, provisionando os respectivos custos de recuperação quandosua responsabilidade é considerada provável e os referidos montantes calculáveis.A CEMIG D tem participação em diversos Conselhos de Meio Ambiente, entre os quais: (i) Conselho Estadualde Política Ambiental de Minas Gerais - COPAM, na Câmara de Infra-Estrutura; (ii) Conselho Estadual deRecursos Hídricos; e (iii) Quase todos os Comitês de bacias de rios de Minas Gerais e que passam pelo Estado.354

A CEMIG D investe em pesquisa e desenvolvimento ambiental e participa de programas de reflorestamentociliar, arborização urbana, educação ambiental para a população e diversas outras ações.A Lei Estadual Nº 15.972, publicada em 12/01/2006, sobre fiscalização ambiental, alterou a estrutura orgânicados órgãos de meio ambiente de Minas Gerais, além de estabelecer em diversos de seus artigos, disposiçõesrelativas a uma elevação dos valores das multas a serem aplicadas no Estado e ampliação dos mecanismos defiscalização, que agora incluem a Polícia Ambiental de Minas Gerais. A Lei ainda carece de regulamentação dealguns de seus artigos. Acreditamos que a promulgação desta lei e sua regulamentação irá reforçar a fiscalizaçãoambiental no Estado de Minas Gerais, onde estão situadas a maior parte das instalações da CEMIG D.Licenciamento AmbientalA construção, instalação, ampliação e funcionamento de obras que utilizem recursos ambientais e que sejamconsideradas efetiva ou potencialmente poluidoras e passíveis de causar degradação ambiental, dependem deprévio licenciamento ambiental, concedido pelo respectivo órgão ambiental competente. A ausência da licençaambiental pode sujeitar uma empresa a sanções de natureza civil, administrativa e/ou penal.A CEMIG D tem obtido todas as licenças ambientais necessárias à implantação de seus empreendimentos.Atendimento às Exigências AmbientaisA CEMIG D acredita estar em total cumprimento com as leis e regulamentos ambientais aplicáveis. Durante oano de 2005 e no período de três meses findo em 31 de março de 2006, a CEMIG D investiu aproximadamenteR$6,00 milhões e R$0,4 milhões, respectivamente, em projetos de adequação ambiental de instalações eequipamentos, e na implantação de novos empreendimentos. Adicionalmente, a CEMIG D gastou R$24,0milhões em despesas de operação e manutenção no desempenho de suas atividades, tais como destinação finalde resíduos, implantação de sistemas de gestão ambiental, auditorias, plantio de mata ciliar, produção dealevinos, implantação das políticas de poda de árvores e óleo, programas de educação ambiental, manutençãodas unidades de conservação, treinamento e outras ações.Licença de Operação Ambiental CorretivaAs Portarias Normativas do COPAM nº 17/96 e nº 23/97 estabelecem que as licenças de operação deverão serrenovadas de tempos em tempos por períodos de 4 a 8 anos dependendo do tamanho e do potencial poluidorda instalação. De acordo com o disposto na Portaria nº 28/03 do Instituto do Patrimônio Histórico e ArtísticoNacional - IPHAN, a renovação das licenças de operação das usinas hidrelétricas está condicionada a um parecerfavorável do IPHAN com relação aos estudos arqueológicos da área de depleção do reservatório da usina.De acordo com a Resolução do CONAMA nº6/87, estudos de avaliação de impacto ambiental devem ser feitoscom a preparação do relatório de avaliação de impacto ambiental, para as maiores instalações de geraçãoconstruídas no Brasil depois de fevereiro de 1986. Enquanto esses estudos não são requeridos pelos órgãosambientais para instalações construídas antes de fevereiro de 1986, tais instalações deverão obter licença deoperação ambiental corretiva, mediante apresentação de formulário contendo certas informações referentes àinstalação em questão. Após o recebimento do formulário, o órgão ambiental competente poderá determinarque sejam desenvolvidos estudos ambientais complementares ao pedido de licença corretiva.A Lei Federal nº 9.605/98 estabeleceu multas para instalações que operem sem licenças ambientais. Em 1998,o Governo Federal editou a Medida Provisória nº 1.710 (atualmente Medida Provisória nº 2.163/41), queestabelece disposições para operadoras de projeto visando à celebração de contratos com os órgãos normativosambientais competentes para o fim de dar cumprimento à Lei Federal nº 9.605/98.A CEMIG D está negociando com o Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis- IBAMA e a FEAM a obtenção de licença de operação ambiental corretiva para todos os seus empreendimentosque tenham iniciado operação antes de fevereiro de 1986.Os critérios de compensação ambiental e social não estão definidos, o que poderá fazer com que as solicitaçõesde órgãos ambientais, Ministério Público, ONGs e populações afetadas sejam adicionais às tradicionalmentepropostas. Devido a essas incertezas, as compensações ambientais e sociais podem afetar o licenciamento(inclusive o corretivo), prazos e orçamento de novos empreendimentos, e até mesmo inviabilizá-los. Ressaltaseque existem discussões atualmente em andamento nos órgãos ambientais oficiais (federal e estadual) como objetivo de estabelecer critérios para disciplinar as compensações ambientais.355

Termos de Ajuste de Conduta – TACs• Ofício nº 2551/05 de 04/11/05: O Ministério Público do Estado de Minas Gerais, por meio da Promotoria deJustiça de Habitação e Urbanismo, requisitou à CEMIG D que adotasse providências para sanarirregularidades encontradas em algumas de suas subestações localizadas em Belo Horizonte, objeto devistoria feita pelo Corpo de Bombeiros Militar de Minas Gerais – CBMMG. Em atendimento ao requerimento,a CEMIG D informou à Promotoria, através da correspondência JR/TA – 12298 de 26/12/2005, que já estavasendo adotadas as medidas cabíveis no sentido de regularizar as questões apontadas no ofício emreferência.• Termo de Compromisso entre o Ministério Público de Minas Gerais e CEMIG de 09/08/02: A CEMIG D secomprometeu a não realizar novas ligações de energia elétrica em parcelamentos irregulares do solo urbanoque estejam localizados, total ou parcialmente, em áreas consideradas de proteção ambiental.Custos de Preservação e Recuperação AmbientalA CEMIG D estabelece diversos programas de prevenção e controle de danos, com a finalidade de limitar osriscos relacionados às questões ambientais. Tais programas são estabelecidos no âmbito de cada diretoria daCEMIG D, cujas respectivas ações são coordenadas pela Vice-Presidência e pelo Comitê de Meio Ambiente, aqual define suas políticas e diretrizes ambientais.De acordo com a sua política ambiental, a CEMIG D contabiliza os custos destes programas quandoefetivamente incorridos provisionando os respectivos custos de recuperação.A CEMIG D conduz auditorias internas anuais de forma a verificar o cumprimento das diretrizes de suas políticasambientais.Outros ProjetosA CEMIG D investe, dentre outros, em projetos de pesquisa e desenvolvimento ambiental e participa deprogramas de reflorestamento ciliar, arborização urbana, educação ambiental e diversas outras ações.Certificações InternacionaisA CEMIG não formalizou nenhuma adesão referente a padrões internacionais relativo à proteção ambiental.Podemos ressaltar, no entanto, que embora a CEMIG não siga formalmente algum padrão internacional relativoà proteção ambiental, foi selecionada pelo Dow Jones Sustainability World Indexes (“DJSI World”), pelo sextoano consecutivo e foi eleita a líder mundial no setor elétrico em sustentabilidade.O DJSI World é composto por ações de empresas de reconhecida sustentabilidade corporativa, capazes de criarvalor para os acionistas no longo prazo, por conseguirem aproveitar as oportunidades e gerenciar os riscosassociados a fatores econômicos, ambientais e sociais. A seleção leva em conta não apenas a performancefinanceira, mas principalmente a qualidade e a melhoria contínua da gestão da Empresa, que deve integrar aatuação ambiental e social como forma de sustentabilidade em longo prazo.O DJSI World tornou-se, desde sua criação, em janeiro de 1999, uma referência importante para investidorese administradores de recursos estrangeiros, que se baseiam em sua performance para tomar suas decisões deinvestimentos.16.01 - AÇÕES JUDICIAIS COM VALOR SUPERIOR A 5% DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO OU DO LUCROLÍQUIDO3 - % do 4 - % do 6 - Valor 7 - Vl. TotalPatrimônio Lucro Provisionado Ações1 - Item 2 - Descrição Líquido Líquido 5 - Provisão (Reais Mil) (Reais Mil)01 TRABALHISTA 0,00 0,00 0 002 FISCAL/TRIBUTÁRIA 0,00 0,00 0 003 OUTRAS 0,00 0,00 0 0356

17.01 - OPERAÇÕES COM EMPRESAS RELACIONADASOPERAÇÕES COM PARTES RELACIONADASOs principais saldos e transações com partes relacionadas da Cemig Distribuição são como segue:ATIVO PASSIVO RECEITA DESPESAEMPRESAS 31/03/2007 31/12/2006 31/03/2007 31/12/2006 31/03/2007 31/03/2006 31/03/2007 31/03/2006CEMIGColigadas e Controladora 1.447 1.125 1.378 1.378 - - - -Juros sobre Capital Próprio e Dividendos - - 655.473 670.712 - - - -Cemig Geração e Transmissão S.A.Coligadas e Controladora 26.229 3.256 2.126 5.760 - - - -Fornecedores - - 8.547 14.744 - - - -Energia Elétrica Comprada para Revenda - - - - - (16.224) (15.677)Governo do Estado de Minas GeraisConsumidores e Revendedores 2.424 2.923 - - 13.266 12.112 - -Impostos, Taxas e Contribuições – ICMS 1.625 1.625 210.631 209.283 (500.804) (463.267) - -Tributos Compensáveis ICMS 210.640 202.886 - - - - - -Consumidores e Revendedores 34.622 36.545 - - - - - -FORLUZObrigações Pós-Emprego – Circulante - - 82.243 87.369 - - (18.393) (27.158)Obrigações Pós-Emprego – Não Circulante - - 872.339 890.456 - - - -Outros - - 17.219 47.604 - - - -Despesa com pessoal - - - - - - (12.659) (10.868)Custeio Administrativo - - - - - - (1.073) (2.225)OUTROSColigadas e Controladora 6.406 6.406 - - - - - -A Companhia possui contratos de compra de energia da Cemig Geração e Transmissão para o período de 2006a 2013, decorrente do leilão público de energia existente ocorrido em 2005. Deve ser ressaltado que oscontratos com as empresas mencionadas somente foram assinados após a conclusão do leilão em processocoordenado pela CCEE.O saldo de consumidores e revendedores referente ao Governo do Estado de Minas Gerais, no montante deR$34.622 em 31 de março de 2007 a curto e longo prazo, inclui os valores a receber da COPASA, que foramrenegociados para pagamento em 96 meses.Operações de MútuoNão existem operações de mútuo entre a CEMIG D e suas partes relacionadas.Segue abaixo descrição dos principais contratos celebrados entre a CEMIG D e partes relacionadas:InfoviasEm 20 de dezembro de 2000, a CEMIG celebrou com a Infovias um Contrato de Prestação de Serviços cujoobjeto é a prestação, pela CEMIG, dos serviços de gerência e manutenção, compreendendo a gerência da redede Multi-Serviços, a gerência da rede de acesso de telecomunicações, a manutenção preventiva e corretiva dosequipamentos dos headends e hubs, a manutenção corretiva dos equipamentos da rede de acesso, amanutenção preventiva dos equipamentos de energia dedicados à rede de acesso, a manutenção preventiva ecorretiva das redes de supervisão principal e back-up, e a manutenção preventiva e gerenciamento damanutenção corretiva dos equipamentos de ar condicionado instalados no centro de gerencia de rede e nosdemais headends instalados nas localidades. O valor mensal do contrato é de R$207.978,70 e a vigência docontrato é de 3 anos, podendo ser prorrogado por igual período.Com o advento da desverticalização, essecontrato foi cedido para a CEMIG D em 01 de março de 2005.357

Em 05 de novembro de 2001, a Infovias celebrou com a CEMIG um Contrato de Compra de Capacidade deTransporte de Sinais de Telecomunicação em Circuito Especializado e um aditamento a este. O objeto destecontrato é a prestação pela Infovias à CEMIG de serviços de telecomunicações limitado especializado, queconsiste no fornecimento de acesso à rede da Infovias e serviços de valor adicionado. Os serviços serãocontratados caso a caso, por meio de ordens de serviço, a qual deverá conter as características de cada serviço,incluindo o prazo de duração. A Infovias emitirá mensalmente faturas com base nas referidas ordens de serviço.Este contrato tem vigência até 5 de novembro de 2006 e tem valor de R$29.607.360,00. Em 01 janeiro de 2005,80% deste contrato foi cedido para a CEMIG D em caráter irrevogável e irretratável.FORLUZA CEMIG D é uma das patrocinadoras da Fundação Forluminas de Seguridade Social - FORLUZ, pessoa jurídicasem fins lucrativos, com o objetivo de propiciar aos seus associados e participantes e aos seus dependentes ebeneficiários uma renda pecuniária de suplementação de aposentadoria e pensão, em conformidade ao planoprevidenciário a que estiverem vinculados.A partir de 1º de janeiro de 2005, com a desverticalização da CEMIG, os planos de previdência da FORLUZpassaram a ser patrocinados pela CEMIG D através de uma participação percentual nos ativos e obrigações doplano, no percentual de 72,45%, determinado em função da alocação dos empregados na CEMIG D emdezembro de 2004.A CEMIG D mantém ainda, de modo independente aos planos disponibilizados pela FORLUZ, pagamentos departe do prêmio de seguro de vida para os aposentados e contribui para um plano de saúde para osempregados, aposentados e dependentes, administrado pela FORLUZ.Em 01 de março de 2004 foi celebrado contrato entre a Fundação Forluminas de Seguridade Social – FORLUZe a Companhia Energética de Minas Gerais – CEMIG, com o objetivo de locação do imóvel de propriedade daFORLUZ, situado na Avenida Barbacena n.° 1200, bairro Santo Agostinho, em Belo Horizonte, com prazo de 12meses, prorrogável por 60 (sessenta) meses, com valor anual de R$6.840.000,00. Em 01 de janeiro de 2005foi assinado Termo de Cessão transferindo para a CEMIG D 53% de todos os direitos e obrigações decorrentesdesse contrato. Em 01 de março de 2005, foi lavrado Termo aditivo, ficando a CEMIG D responsável pelodesembolso mensal de R$326.449,00, e alterou-se a vigência do contrato para 24 (vinte e quatro) mesespodendo ser prorrogado por mais 36(trinta e seis), no limite máximo de 60 (sessenta) meses. Em 01 de marçode 2006 foi lavrado novo Termo aditivo, ficando a CEMIG D responsável pelo desembolso mensal deR$346.166,80, e alterou-se a vigência do contrato para 36 (trinta e seis) meses podendo ser prorrogado pormais 24 (vinte e quatro) meses, no limite máximo de 60 (sessenta) meses.Compra de Energia ElétricaEm 24 de agosto de 2001, a CEMIG firmou com a Ponte de Pedra Energética S.A. um Contrato de Compra eVenda de Energia Elétrica, com prazo de 20 anos, por meio do qual a “Ponte de Pedra” fornecerá a totalidadeda energia assegurada do AHE Ponte de Pedra, abatidas as perdas da rede básica. Para o ano de 2006, osvalores de energia são: 22.304.035,65 MWh e 127,219 MW médio. O preço da energia é reajustado anualmentepelo IGP-M. Com o advento da Desverticalização, esse contrato foi cedido para a CEMIG D em 15 de setembrode 2005.Em 12 de novembro de 2002, a CEMIG firmou com a CEMIG Capim Branco Energia S.A. um Contrato de Comprae Venda de Energia Elétrica, por meio do qual a “Capim Branco” fornecerá, a partir de fevereiro de 2006,durante 10 anos, a totalidade da energia assegurada da UHE Capim Branco I, abatidas as perdas da rede básicae o consumo interno. O preço da energia é reajustado anualmente pelo IGP-M. Com o advento daDesverticalização, esse contrato foi cedido para a CEMIG D em 6 de setembro de 2005.Em 12 de novembro de 2002, a CEMIG firmou com a CEMIG Capim Branco Energia S.A. um Contrato de Comprae Venda de Energia Elétrica, por meio do qual a “Capim Branco” fornecerá, a partir de março de 2007, durante20 anos, a totalidade da energia assegurada da UHE Capim Branco II, abatidas as perdas da rede básica e oconsumo interno. O preço da energia é reajustado anualmente pelo IGP-M. Com o advento daDesverticalização, esse contrato foi cedido para a CEMIG D em 6 de setembro de 2005.358

Uso e ConexãoA CEMIG D tem diversos contratos firmados com as empresas da CEMIG, que regulam o acesso e o uso, pelasempresas, do seu sistema de distribuição, conforme detalhado na tabela abaixo:Tipo de Objeto do Valor Empreen- Data da Reajustecontrato Contrato mensal dimento Empresa Contratação Prazo preçoCCDEstabelecimentoCemigdas condiçoes,Contrato de procedimentos e R$4.278,98 UHE Funil GT/Consórcio Funil 1/11/2003 Concessão IGPMConexãoSistemaaodeesponsabilidadesque regulam aR$1.242,56 UHE CapimBranco 1 Cemig Capim Branco Energia 28/12/2005 Concessão IGPMDistribuição contratação do R$2.723,96 PCH Pai Joaquim Central Hidrelétrica Pai Joaquim 18/3/2004 Concessão IGPMacesso ao sistema R$701,05 PCH Salto do Paraopeba Horizontes Energia 30/8/2004 Concessão IGPMde distribuição da R$660,00 PCH Machado Mineiro Horizontes Energia 1/1/2004 Concessão IGPMCemig DR$500,00 UHE Queimado Cemig GT/Consórcio CEB 27/2/2004 Concessão IGPMR$2.981,37 Cemig GT Usinas geradoras da Cemig GT 1/1/2005 Concessão IGPMTotal mensal R$13.087,92CUSDContrato deUso doSistema deDistribuiçãoEstabelecimentodas condiçoes,procedimentos eesponsabilidadesque regulam acontratação do usodo sistema dedistribuição daCemig DTotal mensalR$348.390,00 UHE Funil Cemig GT 1/11/2003 Concessão ResoluçãoANEELR$191.928,13 UHE Capim Branco 1 Cemig GT 28/12/2005 Concessão ResoluçãoANEELR$90.850,00 PCH Pai Joaquim Central Hidrelétrica Pai Joaquim 30/3/2003 Concessão ResoluçãoANEELR$9.717,00 PCH Salto do Paraopeba Horizontes Energia 30/8/2003 Concessão ResoluçãoANEELR$342.168,75 PCH Machado Mineiro HorizontesEnergia 1/1/2004 Concessão ResoluçãoANEELR$12.047,50 UHE Queimado Cemig GT 27/2/2004 Concessão ResoluçãoANEELR$3.384.798,45 Cemig GT Usinas geradoras 1/1/2005 Concessão Resoluçãoda Cemig GTANEELR$4.379.899,83CCTContrato deConexão aoSistema deTransmissãoEstabelecimentodas condiçoes,procedimentos eesponsabilidadesque regulam acontratação doacesso ao sistemade transmissãopela Cemig DTotal mensalR$1.702.087,02 Sistema de Transmissão Cemig GT 1/1/2005 Concessão ResoluçãoANEELR$85.285,15 Subestação Cemig GT 1/1/2005 Concessão ResoluçãoANEELR$13.321,18 Subestação Cemig GT 1/1/2005 Concessão ResoluçãoANEELR$1.800.693,35359

18.01 - ESTATUTO SOCIALESTATUTO SOCIALCAPÍTULO IDa denominação, constituição, objeto, sede e duração da CompanhiaArt. 1º - A Cemig Distribuição S.A. é uma sociedade por ações, constituída como subsidiária integral dasociedade de economia mista Companhia Energética de Minas Gerais – CEMIG, que será regida pelo presenteEstatuto e pela legislação aplicável.Art. 2º - A Companhia tem por objeto estudar, planejar, projetar, construir, operar e explorar sistemas dedistribuição e comercialização de energia elétrica e serviços correlatos que lhe tenham sido ou venham a serconcedidos, por qualquer título de direito.Parágrafo Primeiro – As atividades de distribuição de energia previstas nos atuais contratos de concessão doAcionista Único – CEMIG serão exercidas diretamente pela Companhia, nos termos do Artigo 3º da Lei nº15.290, de 04 de agosto de 2004.Parágrafo Segundo – Observado o disposto no § 1º, a Companhia poderá, mediante autorização da AgênciaNacional de Energia Elétrica e do Conselho de Administração do Acionista Único – CEMIG, constituir ouparticipar, majoritária ou minoritariamente, de outras sociedades, que tenham por objeto a prestação deserviços de distribuição de energia elétrica cujas concessões sejam adquiridas ou concedidas após a data dasua constituição.Art. 3º - A Companhia terá sua sede e administração na Cidade de Belo Horizonte, Estado de Minas Gerais,Brasil, na Av. Barbacena, 1200, 17º andar, ala A1, Bairro Santo Agostinho, podendo abrir escritórios,representações e quaisquer outros estabelecimentos no País e no exterior, mediante autorização da DiretoriaExecutiva.Art. 4º - O prazo de duração da Companhia é indeterminado.CAPÍTULO IIDo capital e das açõesArt. 5º - O Capital Social da Companhia é de R$2.261.997.787,64 (dois bilhões, duzentos e sessenta e ummilhões, novecentos e noventa e sete mil, setecentos e oitenta e sete reais e sessenta e quatro centavos),representado por 2.261.997.787 (dois bilhões, duzentos e sessenta e um milhões, novecentos e noventa e setemil, setecentas e oitenta e sete) ações ordinárias nominativas, sem valor nominal.Parágrafo Único - Cada ação ordinária dará direito a um voto nas deliberações das Assembléias Gerais.CAPÍTULO IIIDa Assembléia GeralArt. 6º - A Companhia Energética de Minas Gerais – CEMIG, na qualidade de Acionista Único da Companhia,detém plenos poderes para decidir sobre todos os negócios relativos ao objeto social da Companhia e adotaras resoluções que julgar necessárias à defesa dos seus interesses e ao seu desenvolvimento, devendo reunirse,ordinariamente, dentro dos 4 (quatro) primeiros meses do ano, para os fins previstos em lei e,extraordinariamente, sempre que necessário, observadas em sua convocação, instalação e deliberações asprescrições legais pertinentes.CAPÍTULO IVDa Administração da CompanhiaArtigo 7º - A Companhia será administrada por um Conselho de Administração e por uma Diretoria Executiva,que atuarão em conformidade com a Lei das Sociedades Anônimas e com este Estatuto.Parágrafo Único – É vedada a remuneração dos membros da Diretoria Executiva e do Conselho deAdministração da Companhia que integrem os órgãos de administração do Acionista Único – CEMIG.360

Seção IDo Conselho de AdministraçãoArtigo 8º - O Conselho de Administração da Companhia será composto de 14 (quatorze) membros efetivos eigual número de suplentes, dentre os quais um será o seu Presidente e outro, Vice-Presidente, eleitos edestituíveis a qualquer tempo pela Assembléia Geral, para um mandato de 3 (três) anos, podendo ser reeleitos.Parágrafo Único – Os membros do Conselho de Administração deverão ser, obrigatoriamente, os mesmosmembros do Conselho de Administração do Acionista Único – CEMIG.Artigo 9º - O Conselho de Administração reunir-se-á, ordinariamente, a cada 2 (dois) meses e,extraordinariamente, por convocação de seu Presidente, de seu Vice-Presidente, ou um terço de seus membrosou quando solicitado pela Diretoria Executiva e deliberará, validamente, com a presença da maioria de seusmembros.Parágrafo Primeiro - As reuniões do Conselho de Administração serão convocadas por seu Presidente ou seuVice-Presidente, mediante aviso escrito enviado com antecedência de 5 (cinco) dias, contendo a pauta dematérias a tratar. Em caráter de urgência, as reuniões do Conselho de Administração poderão ser convocadaspor seu Presidente sem a observância do prazo acima mencionado, desde que inequivocamente cientes osdemais integrantes do Conselho.Parágrafo Segundo - As deliberações do Conselho de Administração serão tomadas pela maioria de votos dosConselheiros presentes, cabendo ao Presidente, em caso de empate, o voto de qualidade.Artigo 10 - Compete ao Presidente do Conselho de Administração conceder licença aos seus membros,competindo aos demais membros conceder licença ao Presidente.Artigo 11 - O Presidente e o Vice-Presidente do Conselho de Administração serão, obrigatoriamente, oPresidente e o Vice-Presidente do Conselho de Administração do Acionista Único – CEMIG, cabendo ao Vice-Presidente substituir o Presidente em suas ausências ou impedimentos.Artigo 12 - Caberá ao Conselho de Administração, além de outras matérias que lhe comete a lei:a) fixar a orientação geral dos negócios da Companhia;b) eleger e destituir os Diretores da Companhia, observado o presente Estatuto;c) deliberar, previamente à sua celebração, sobre os contratos entre a Companhia e qualquer de seus acionistasou empresas que sejam controladoras destes, sejam por eles controladas ou estejam sob seu controle comum;d) deliberar, por proposta da Diretoria Executiva, sobre a alienação ou a constituição de ônus reais sobre bensdo ativo permanente da Companhia, bem como a prestação por esta de garantias a terceiros, de valor individualigual ou superior a R$5.000.000,00 (cinco milhões de reais);e) deliberar, por proposta da Diretoria Executiva, sobre contratos em geral, empréstimos, financiamentos edemais negócios jurídicos a serem celebrados pela Companhia, de valor igual ou superior a R$5.000.000,00(cinco milhões de reais), ressalvado o disposto na alínea “g” do § 4º do artigo 16 abaixo;f) convocar a Assembléia Geral;g) fiscalizar a gestão da Diretoria Executiva, podendo examinar, a qualquer tempo, os livros e papéis daCompanhia, bem como solicitar informações sobre os contratos celebrados ou em via de celebração, e sobrequaisquer outros fatos ou atos administrativos que julgar de seu interesse;h) manifestar-se previamente sobre o relatório da administração e as contas da Diretoria Executiva daCompanhia;i) escolher anualmente e destituir os auditores independentes da Companhia, entre empresas de renomeinternacional autorizadas pela Comissão de Valores Mobiliários a auditar companhias abertas;j) autorizar, mediante proposta da Diretoria Executiva, a instauração de processo administrativo de licitação ede dispensa e inexigibilidade de licitação e as contratações correspondentes, de valor igual ou superior aR$5.000.000,00 (cinco milhões de reais);361

l) autorizar, mediante proposta da Diretoria Executiva, a propositura de ações judiciais, processosadministrativos e a celebração de acordos judiciais e extrajudiciais de valor igual ou superior a R$5.000.000,00(cinco milhões de reais);m) autorizar a emissão de títulos, no mercado interno ou externo, para a captação de recursos, na forma dedebêntures, notas promissórias, “commercial papers” e outros;n) aprovar o Plano Diretor, bem como suas revisões.Parágrafo Primeiro – O Plano Diretor da Companhia deverá conter o planejamento estratégico de longo prazo,os fundamentos, metas, objetivos e resultados a serem perseguidos e atingidos pela Companhia e sua políticade dividendos, nos quais se basearão os planos, projeções, atividades, estratégias, investimentos e despesas aserem incorporados no Plano Plurianual e Estratégico da Companhia e no Orçamento Anual elaborados eaprovados de acordo com este Estatuto Social.Parágrafo Segundo - O Conselho de Administração, mediante resoluções específicas, poderá delegar à DiretoriaExecutiva a competência para autorizar a celebração de contratos de comercialização de energia elétrica ou deprestação de serviços de distribuição, nos termos da legislação.Seção IIDa Diretoria ExecutivaArtigo 13 - A Diretoria Executiva será constituída por 7 (sete) Diretores, acionistas ou não, residentes no país,sendo um Diretor-Presidente, um Diretor Vice-Presidente, um Diretor de Distribuição e Comercialização, umDiretor de Finanças, Participações e de Relações com Investidores, um Diretor de Gestão Empresarial, umDiretor de Planejamento, Projetos e Construções e um Diretor sem designação específica, eleitos e destituíveisa qualquer tempo pela Assembléia Geral do Acionista Único-CEMIG, com mandato de 3 (três) anos, permitidaa reeleição. O prazo de gestão dos Diretores estender-se-á até a investidura dos novos Diretores eleitos.Parágrafo Único – Os membros da Diretoria Executiva serão, obrigatoriamente, os membros das respectivasDiretorias do Acionista Único – CEMIG, sendo que a Diretoria sem designação específica será ocupada, tambémobrigatoriamente, pelo Diretor de Geração e Transmissão do Acionista Único-CEMIG.Artigo 14 - Em caso de ausência, licença, impedimento, renúncia ou vaga do Diretor-Presidente, o cargo seráexercido pelo Diretor Vice-Presidente, pelo período que durar a ausência, licença ou impedimento, e, nos casosde vaga ou renúncia, até o provimento do cargo pelo Conselho de Administração.Parágrafo Primeiro - Ocorrendo vaga, renúncia, licença ou impedimento temporário de qualquer dos demaismembros da Diretoria Executiva, poderá ela, reunida em colegiado, mediante a aprovação da maioria de seusmembros, atribuir a outro Diretor também o exercício das funções respectivas, até que o cargo seja providopelo Conselho de Administração, ou enquanto durar a licença ou o impedimento, conforme o caso.Parágrafo Segundo - O Diretor-Presidente ou o membro da Diretoria Executiva eleito na forma deste artigoexercerá o cargo pelo tempo de mandato que restava ao Diretor substituído.Artigo 15 - A Diretoria Executiva reunir-se-á, ordinariamente, pelo menos 2 (duas) vezes por mês e,extraordinariamente, sempre que convocada pelo Diretor-Presidente ou por 2 (dois) Diretores, mediante avisocom antecedência mínima de 2 (dois) dias, o qual, entretanto, será dispensado no caso de estarem presentestodos os Diretores. As deliberações da Diretoria Executiva serão adotadas pelo voto da maioria de seusmembros, cabendo ao Diretor-Presidente o voto de qualidade, em caso de empate.Artigo 16 – Compete à Diretoria Executiva a gestão corrente dos negócios da Companhia, obedecidos o PlanoPlurianual e Estratégico da Companhia e o Orçamento Anual elaborados e aprovados de acordo com esteEstatuto Social.362

Parágrafo Primeiro - O Plano Plurianual e Estratégico da Companhia conterá os planos e as projeções para oprazo de 5 (cinco) exercícios financeiros, devendo ser atualizado, no máximo, a cada ano, e abordará emdetalhe, entre outros:a) as atividades e estratégias da Companhia, incluindo qualquer projeto para construção ou expansão desubtransmissão e distribuição;b) os novos investimentos e oportunidades de negócios, incluindo os das controladas e coligadas daCompanhia;c) os valores a serem investidos ou de outra forma contribuídos a partir de recursos próprios ou de terceiros;d) as taxas de retorno e lucros a serem obtidos ou gerados pela Companhia.Parágrafo Segundo - O Orçamento Anual da Empresa refletirá o Plano Plurianual e Estratégico da Companhiae deverá detalhar as receitas e as despesas operacionais, os custos e investimentos, o fluxo de caixa, omontante a ser destinado ao pagamento de dividendo, as inversões de recursos com recursos próprios ou deterceiros e outros dados que a Diretoria Executiva considerar necessários.Parágrafo Terceiro - O Plano Plurianual e Estratégico da Companhia e o Orçamento Anual serão preparados eatualizados anualmente, até o término de cada exercício social, para vigorar no exercício social seguinte. Ambosserão elaborados, com base no Plano Diretor da Companhia, sob a coordenação do Diretor de Finanças,Participações e de Relações com Investidores e submetidos ao exame da Diretoria Executiva.Parágrafo Quarto - Dependerão de deliberação da Diretoria Executiva, reunida como órgão colegiado, asseguintes matérias:a) aprovação do plano de organização da Companhia, bem como a emissão e modificação das normascorrespondentes;b) aprovação do Plano Plurianual e Estratégico da Companhia, bem como suas atualizações e revisões, inclusivecronogramas, valor e alocação de investimentos nele previstos;c) aprovação do Orçamento Anual da Empresa, que deverá refletir o Plano Plurianual e Estratégico daCompanhia então vigente, bem como qualquer investimento ou despesa não prevista no Orçamento Anualaprovado, de valores inferiores a R$5.000.000,00 (cinco milhões de reais);d) aprovação de alienação ou constituição de ônus reais sobre bens do ativo permanente da Companhia, bemcomo a prestação por esta de garantias a terceiros, de valores inferiores a R$5.000.000,00 (cinco milhões dereais);e) aprovação de contratos em geral, empréstimos, financiamentos e demais negócios jurídicos a seremcelebrados pela Companhia, que, individualmente ou em conjunto, apresentem valores inferiores aR$5.000.000,00 (cinco milhões de reais);f) exercício de voto nas assembléias gerais de coligadas e controladas, quando versarem sobre matériascontempladas no Plano Plurianual e Estratégico da Companhia;g) aprovação dos contratos de compra e venda de energia no atacado, de valor igual ou superior aR$5.000.000,00 (cinco milhões de reais), devendo os respectivos instrumentos ser informados ao Conselho deAdministração na reunião seguinte à aprovação;h) autorizar a instauração de processo administrativo de licitação e de dispensa e inexigibilidade de licitação eas contratações correspondentes, de valor igual ou superior a R$1.000.000,00 (um milhão de reais) e inferiora R$5.000.000,00 (cinco milhões de reais);i) autorizar a propositura de ações judiciais, processos administrativos e a celebração de acordos judiciais eextrajudiciais de valor inferior a R$5.000.000,00 (cinco milhões de reais);j) autorizar as provisões contábeis da Companhia, independentemente de seu valor, mediante proposta doDiretor de Finanças, Participações e de Relações com Investidores.Parágrafo Quinto - A prática dos atos necessários ao funcionamento regular da Companhia, a celebração decontratos e demais negócios jurídicos será efetuada pelo Diretor-Presidente, conjuntamente com um Diretor,ou por mandatário devidamente constituído.363

Parágrafo Sexto - A outorga de procurações deverá ser realizada pelo Diretor-Presidente, conjuntamente comum Diretor, ressalvada a competência definida na alínea “c”, inciso I, do artigo 17, para a qual será exigidaapenas a assinatura do Diretor-Presidente.Artigo 17 – Observado o disposto nos artigos precedentes, são atribuições dos membros da Diretoria Executiva:I - Do Diretor-Presidente:a) superintender e dirigir os trabalhos da Companhia;b) desenvolver as ações estratégicas da Companhia definidas no Plano Plurianual e Estratégico da Companhia;c) representar a Companhia em juízo, ativa e passivamente;d) assinar, juntamente com um dos Diretores, os documentos de responsabilidade da Companhia;e) apresentar o relatório anual dos negócios da Companhia ao Conselho de Administração e à Assembléia GeralOrdinária;f) admitir e demitir pessoal da Companhia;g) conduzir as atividades de Auditoria Interna, Relacionamento Institucional, Jurídicas, Comunicação Social,Representação e Ouvidoria.II – Do Diretor Vice-Presidente:a) substituir o Diretor-Presidente nos casos de ausência, licença, impedimentos, renúncia ou vaga;b) definir as políticas e diretrizes de meio ambiente, de desenvolvimento tecnológico, de alternativasenergéticas, normalização técnica e de melhoria da qualidade de produtos e serviços;c) coordenar a estratégia de atuação da Companhia em relação ao meio ambiente, ao processo tecnológico ea gestão estratégica de tecnologia;d) coordenar os programas corporativos de promoção e melhoria da qualidade;e) promover a implementação de programas voltados para o desenvolvimento tecnológico da Companhia;f) monitorar a condução dos planos para o atendimento das diretrizes ambientais, tecnológicas e da melhoriada qualidade.III – Do Diretor de Finanças, Participações e de Relações com Investidores:a) prover os recursos financeiros necessários à operação e expansão da Companhia, conforme OrçamentoAnual, conduzindo os processos de contratação de empréstimo e de financiamento, bem como os serviçoscorrelatos;b) coordenar a elaboração e consolidação do Plano Plurianual e Estratégico da Companhia e do OrçamentoAnual;c) contabilizar e controlar as operações econômico-financeiras;d) determinar o custo do serviço e estabelecer política de seguros, conforme delineado no Plano Plurianual eEstratégico da Companhia;e) detalhar a programação financeira de curto, médio e longo prazos, conforme previsto no Plano Plurianual eEstratégico da Companhia e no Orçamento Anual;f) controlar o capital social da Companhia, fixar a política acionária e sugerir a política de dividendo;g) elaborar pesquisa, estudos e análise do mercado de energia brasileiro para atuação na Câmara deComercialização de Energia Elétrica - CCEE;h) planejar e efetuar operações de compra e venda de energia no atacado, bem como as operações degerenciamento de riscos associados;i) desenvolver atividades de compra, venda e contabilização de energia na Câmara de Comercialização deEnergia Elétrica – CCEE;j) representar a Companhia junto à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE;l) estabelecer preços de compra e venda de energia elétrica;364

m) coordenar a elaboração e a negociação das tarifas de energia elétrica da Companhia;n) analisar propostas e coordenar o desenvolvimento de novos negócios da Companhia que não sejam desubtransmissão, distribuição e comercialização, em conjunto com outras áreas envolvidas;o) apoiar as outras Diretorias no desenvolvimento dos novos negócios de subtransmissão e distribuição daCompanhia;p) avaliar e acompanhar as participações da Companhia em outras empresas;q) aprovar os contratos de compra e venda de energia no atacado, de valor inferior a R$5.000.000,00 (cincomilhões de reais);r) responsabilizar-se pela prestação de informações ao público investidor, à Comissão de Valores Mobiliários –CVM e às bolsas de valores ou mercados de balcão, nacionais e internacionais, bem como às entidades deregulação e fiscalização correspondentes, e manter atualizados os registros da Companhia nessas instituições.IV - Do Diretor de Distribuição e Comercialização:a) zelar pela qualidade do fornecimento de energia aos consumidores ligados diretamente aos sistemas desubtransmissão e distribuição da Companhia;b) elaborar o planejamento do sistema de distribuição (de média e baixa tensões) da Companhia;c) projetar e construir linhas e redes de distribuição;d) operar e manter o sistema de subtransmissão e distribuição de energia da Companhia e os sistemas desupervisão e telecontrole associados;e) formular e implementar o plano de marketing relacionado às atividades de distribuição e comercialização;f) desenvolver programas e ações junto a consumidores, no sentido de melhor aproveitamento da utilização daenergia elétrica;g) elaborar as projeções do mercado de atuação desta Diretoria;h) relacionar-se comercialmente e efetuar venda de energia elétrica e serviços para consumidores cativos;i) conduzir programas e ações ambientais no âmbito desta Diretoria.V – Do Diretor de Gestão Empresarial:a) prover pessoal adequado à Companhia;b) definir a política de recursos humanos da Companhia, orientar e promover sua aplicação;c) orientar e conduzir as atividades relacionadas a estudos organizacionais e sua documentação;d) definir, conduzir e supervisionar a política de telecomunicações e informática da Companhia;e) projetar, implantar e manter os sistemas de telecomunicações e de informática da Companhia;f) definir políticas e normas sobre serviços de apoio, tais como transportes, comunicação administrativa,vigilância e de adequação dos locais de trabalho do pessoal;g) prover a Companhia de recursos e serviços de infra-estrutura e de apoio administrativo;h) administrar o processo de contratação de obras e serviços e de aquisição e alienação de materiais e imóveis;i) proceder ao controle de qualidade do material adquirido e da qualificação dos prestadores de serviçoscontratados;j) administrar e controlar o estoque de material, promover a triagem e a recuperação do material usado, bemcomo promover a venda de material excedente, inservível e de sucata;l) conduzir programas e ações ambientais no âmbito desta Diretoria;m) autorizar a instauração de processo administrativo de licitação e de dispensa e inexigibilidade de licitaçãoe as contratações correspondentes, de valor inferior a R$1.000.000,00 (um milhão de reais).VI - Do Diretor de Planejamento, Projetos e Construções:a) elaborar o planejamento da expansão dos sistemas de subtransmissão;b) consolidar o planejamento do sistema elétrico da Companhia;365

c) consolidar o Programa de Investimentos em subtransmissão e distribuição da Companhia;d) representar a Companhia junto ao Comitê Coordenador do Planejamento da Expansão dos SistemasElétricos;e) promover o projeto, construção e montagem das instalações de subtransmissão;f) promover o projeto e a construção de edificações;g) conduzir estudos de avaliação e ações para obtenção de licenciamento ambiental;h) conduzir programas e ações ambientais no âmbito desta Diretoria.VII – Do Diretor sem designação específica:a) praticar os atos próprios previstos na legislação e no presente Estatuto, e exercer as atividades que lhe forematribuídas pelo Conselho de Administração.Do Conselho FiscalCAPÍTULO VArtigo 18 - O Conselho Fiscal, órgão de fiscalização da Companhia, funcionará de modo permanente, e serápresidido pelo Presidente do Conselho Fiscal do Acionista Único CEMIG, e integrado por mais 2 (dois) a 4(quatro) membros efetivos e respectivos suplentes, todos membros do Conselho Fiscal do Acionista ÚnicoCEMIG, eleitos anualmente pelo Acionista Único - CEMIG, podendo ser reeleitos.Parágrafo Primeiro – O Presidente do Conselho Fiscal convocará e conduzirá as reuniões.Parágrafo Segundo - No caso de renúncia do cargo, falecimento ou impedimento, será o membro efetivo doConselho Fiscal substituído pelo seu respectivo suplente, até que seja eleito o novo membro, o qual deverá serescolhido pela mesma parte que indicou o substituído.Parágrafo Terceiro - É vedada a remuneração dos membros do Conselho Fiscal da Companhia que integrem osórgãos de administração do Acionista Único – CEMIG.Artigo 19 – As atribuições do Conselho Fiscal são as fixadas na Lei de Sociedades por Ações.CAPITULO VIDo Exercício SocialArtigo 20 - O exercício social coincidirá com o ano civil, encerrando-se a 31 de dezembro de cada ano, quandoserão elaboradas as Demonstrações Financeiras, de acordo com a legislação pertinente, podendo serlevantados balanços semestrais ou intermediários referentes a períodos menores.Artigo 21 - Do resultado do exercício serão deduzidos, antes de qualquer participação, os prejuízos acumuladose a provisão para o imposto sobre a renda.Parágrafo Único – O lucro líquido apurado em cada exercício social será assim destinado:a) 5% (cinco por cento) para a reserva legal, até o limite máximo previsto em lei;b) 50% (cinqüenta por cento) será distribuído, como dividendo obrigatório, aos acionistas da Companhia,observadas as demais disposições do presente Estatuto e a legislação aplicável;c) o saldo, após a retenção prevista em orçamento de capital e/ou investimento elaborado pela administraçãoda Companhia, com observância do Plano Diretor da Companhia e da política de dividendos nele prevista edevidamente aprovado, será aplicado na constituição de reserva de lucros destinada à distribuição dedividendos extraordinários, nos termos do artigo 22 deste Estatuto, até o limite máximo previsto no artigo 199da Lei de Sociedade por Ações.Art. 22 – Sem prejuízo do dividendo obrigatório, a cada dois anos, a partir do exercício social de 2005, ou emmenor periodicidade se a disponibilidade de caixa da Companhia o permitir, a Companhia utilizará a reserva delucros prevista na alínea “c” do artigo 21 deste Estatuto para a distribuição de dividendos extraordinários, atéo limite do caixa disponível, conforme determinado pelo Conselho de Administração com observância do PlanoDiretor da Companhia e da política de dividendos nele prevista.366

Art. 23 - O Conselho de Administração poderá declarar dividendos intermediários, a título de juros sobre ocapital próprio, à conta de lucros acumulados, de reservas de lucros ou de lucros apurados em balançossemestrais ou intermediários.Parágrafo Único - As importâncias pagas ou creditadas a título de juros sobre o capital próprio, de acordo coma legislação pertinente, serão imputadas aos valores dos dividendos distribuídos pela Companhia, para todosos efeitos legais.Art. 24- Os dividendos declarados, obrigatórios ou extraordinários, serão pagos em 2 (duas) parcelas iguais, aprimeira até 30 de junho e a segunda até 30 de dezembro de cada ano, cabendo à Diretoria, observados estesprazos, determinar os locais e processos de pagamento.Parágrafo Único - Os dividendos não reclamados no prazo de 3 (três) anos, contados da data em que tenhamsido postos à disposição do acionista, reverterão em benefício da Companhia.CAPÍTULO VIIDa Responsabilidade dos AdministradoresArt. 25 - Os Administradores respondem perante a Companhia e terceiros pelos atos que praticarem noexercício de suas funções, nos termos da lei e do presente Estatuto.Art. 26 – A Companhia assegurará aos membros do Conselho de Administração, do Conselho Fiscal e daDiretoria Executiva, quando legalmente possível, a defesa em processos judiciais e administrativos propostospor terceiros contra as pessoas desses Administradores, durante ou após os respectivos mandatos, por atosrelacionados com o exercício de suas funções próprias e que não contrariarem disposições legais ouestatutárias.§ 1º - A garantia prevista no caput deste artigo estende-se aos empregados que legalmente atuarem pordelegação dos Administradores da Companhia.§ 2º - Se o membro do Conselho de Administração, do Conselho Fiscal, o Diretor ou o empregado forcondenado, com decisão transitada em julgado, deverá ressarcir a Companhia de todos os custos, despesas eprejuízos a ela causados.20.00 - INFORMAÇÕES SOBRE GOVERNANÇA CORPORATIVAGovernança CorporativaBuscamos o desenvolvimento sustentável da Empresa através de um equilíbrio entre os aspectos econômicos,financeiros, ambientais e sociais de nossos empreendimentos. Desta forma, nosso foco é a criação de valorpara o acionista no longo prazo.Adotamos um sistema de rodízio de nossos auditores independentes com periodicidade de 5 anos e nãocontratamos, com eles, serviços de consultoria.Conselho de AdministraçãoNosso Conselho de Administração é composto por 14 membros. Eles têm qualificação em diversas disciplinas:política, economia, negócios, contabilidade, eletricidade e pesquisa e desenvolvimento, observando assim a boaprática de trazer para ao Conselho uma ampla diversidade de competências e experiências.O mandato dos conselheiros é de 3 anos sendo que o atual expira em dezembro de 2007.367

Suas principais atribuições são:• Definição da estratégia societária e, a partir deste ano, rever as atualizações do Plano Diretor.• Orientação geral dos negócios no sentido de assegurar o retorno atrativo dos empreendimentos.• Eleição e fiscalização dos diretores.• Convocação da Assembléia Geral.• Deliberação, previamente à sua celebração, sobre os contratos entre a Companhia e qualquer de seusacionistas ou empresas que sejam controladoras destes, sejam por eles controladas ou estejam sob seucontrole comum.• Deliberação sobre alienação ou a constituição de ônus reais sobre bens do ativo permanente da Companhia,bem como a prestação por esta de garantias a terceiros, de valor individual igual ou superior a R$ 5 milhões.• Decisão sobre empréstimos, financiamentos, atos ou outros negócios jurídicos a serem celebrados pelaCompanhia, excetuando os contratos de compra e venda de energia que ultrapassem a R$ 5 milhões, quepoderão ser aprovados pela Diretoria Executiva, com sua apresentação formal ao Conselho deAdministração na reunião seguinte à sua aprovação.Diretoria ExecutivaNossa Diretoria Executiva é composta por 7 membros. Eles são eleitos pelo Conselho de Administração com ummandato de 3 anos sendo que o atual expira em dezembro de 2007. Suas principais responsabilidades são:Gestão dos negócios da empresa, obedecendo ao Plano Estratégico Plurianual.Os diretores têm responsabilidades individuais estabelecidas pelo Conselho de Administração e Estatuto Social.Conselho FiscalTemos um Conselho Fiscal permanente e estatutário cuja principal responsabilidade é analisar asdemonstrações financeiras e manifestar-se aos acionistas a respeito das mesmas.Procedimentos e Controles InternosEm conformidade com as melhores práticas internacionais, estamos aperfeiçoando nossos procedimentos econtroles internos para prover informações precisas para a tomada de decisão de administradores e deacionistas. A implementação de sistemas de informações gerenciais computadorizados, construídos dentro dastécnicas mais modernas, permite a certificação por nossos executivos da precisão e qualidade das informaçõesdivulgadas. Estamos realizando uma atualização dos dois principais sistemas, em especial aquele dedicado àcontabilização das transações financeiras, envolvendo diversas áreas tais como compras de materiais ,equipamentos e serviços, relações humanas, contabilidade e orçamento.ÉticaO Conselho de Administração da CEMIG aprovou a Declaração de Princípios Éticos e Código de CondutaProfissional com os objetivos de aprimorar o sistema interno de governança corporativa e incrementar atransparência da CEMIG e de suas controladas e subsidiárias integrais, fortalecendo sua imagem e credibilidadejunto aos seus acionistas, clientes, empregados, sindicatos, parceiros, fornecedores, prestadores de serviços,concorrentes, sociedade, governo, poder concedente e as comunidades onde atua. A CEMIG Distribuição S/Acomo subsidiária da CEMIG aplica a mesma Declaração.A Declaração de Princípios Éticos e Código de Conduta Profissional consolidada em 11 Princípios, que traduzemcondutas e valores éticos incorporados à sua cultura. Ela está disponível em nossa página da Internet:ri.cemig.com.br.Política de Divulgação e Uso de informações e de Negociação de Valores MobiliáriosConforme determinação da Instrução 358, de 03/01/2002 da Comissão de Valores Mobiliários – CVM, oConselho de Administração da Cemig Distribuição S/A aprovou, em reunião do dia 7 de março de 2005, o“Manual de Divulgação e Uso de informações sobre Ato ou Fato e Política de Negociação de Valores Mobiliáriosde emissão da Cemig Distribuição S/A.368

20.01 - DESCRIÇÃO DAS INFORMAÇÕES ALTERADASData da alteração: 05/07/2007Alteração na composição do Conselho de Administração e Diretoria.Inserção de currículos de administradores.Data da alteração: 12/07/2007:Inserção de proventos – Quadro 03.Data da alteração: 23/08/2007:Alteração dos números de telefones da Companhia.369

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DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRASDemonstrações Financeiras da Emissora relativas aos exercícios sociais encerradosem 31 de dezembro de 2006 e 2005, acompanhadas do respectivo Parecer dos AuditoresIndependentes e Relatório da AdministraçãoInformações Financeiras Trimestrais da Emissora relativas aos períodos de 9 meses findosem 30 de setembro de 2007 e 2006, acompanhadas dos respectivos Relatórios de RevisãoLimitada dos Auditores Independentes371

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Demonstrações Financeiras da Emissora relativas aos exercícios sociais encerradosem 31 de dezembro de 2006 e 2005, acompanhadas do respectivo Parecer dos AuditoresIndependentes e Relatório da Administração373

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SERVIÇO PÚBLICO FEDERALDivulgação ExternaCVM - COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOSDFP - DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS PADRONIZADASEMPRESA COMERCIAL, INDUSTRIAL E OUTRAS Data-Base - 31/12/2006 Legislação SocietáriaReapresentação EspontâneaO REGISTRO NA CVM NÃO IMPLICA QUALQUER APRECIAÇÃO SOBRE A COMPANHIA, SENDO OS SEUS ADMINISTRADORES RESPONSÁVEIS PELAVERACIDADE DAS INFORMAÇÕES PRESTADAS.01.01 - IDENTIFICAÇÃO1 - Código CVM 2 - Denominação Social 3 - CNPJ 4 - NIRE02030-3 CEMIG DISTRIBUIÇÃO S.A. 06.981.180/0001-1601.02 - SEDE1 - Endereço Completo 2 - Bairro ou Distrito 3 - CEP 4 - Município 5 - UFAv. Barbacena, 1200 - 17º andar Santo Agostinho 30190-131 Belo Horizonte MG6 - DDD 7 - Telefone 8 - Telefone 9 - Telefone 10 - Telex31 3299-4900 3299-3815 3299-4524 31112411 - DDD 12 - Fax 13 - Fax 14 - Fax 15 - E-mail31 3299-3934 3299-3933 – mail@cemig.com.br01.03 - DIRETOR DE RELAÇÕES COM INVESTIDORES (Endereço para Correspondência com a Companhia)1 - Nome 2 - Endereço Completo 3 - Bairro ou DistritoLuiz Fernando Rolla Av. Barbacena, 1.200 Santo Agostinho4 - CEP 5 - Município 6 - UF 7 - DDD 8 - Telefone 9 - Telefone 10 - Telefone39190-131 Belo Horizonte MG 31 3299-4903 3299-3818 3299-481011 - Telex 12 - DDD 13 - Fax 14 - Fax 15 - Fax 16 - E-mail311124 31 3299-4691 3299-3933 3299-3864 lrolla@cemig.com.br01.04 - REFERÊNCIA/AUDITORExercício 1 - Data de Início do Exercício Social 2 - Data de Término do Exercício Social1 - Último 01/01/2006 31/12/20062 - Penúltimo 01/01/2005 31/12/20053 - Antepenúltimo 01/01/2004 31/12/20044 - Nome/Razão Social do Auditor 5 - Código CVM 6 - Nome do Responsável Técnico 7 - CPF do Resp. TécnicoDeloitte Touche Tohmatsu 00385-9 Gilberto Grandolpho 007.585.878-9901.05 - COMPOSIÇÃO DO CAPITAL SOCIALNúmero de Ações (Mil) 1 - 31/12/2006 2 - 31/12/2005 3 - 31/12/2004Do Capital Integralizado1 - Ordinárias 2.261.998 2.261.998 12 - Preferenciais 0 0 03 - Total 2.261.998 2.261.998 1Em Tesouraria4 - Ordinárias 0 0 05 - Preferenciais 0 0 06 - Total 0 0 001.06 - CARACTERÍSTICAS DA EMPRESA1 - Tipo de Empresa 2 - Tipo de Situação 3 - Natureza do Controle Acionário 4 - Código AtividadeEmpresa Comercial, Industrial e Outras Operacional Estatal 1120 - Energia Elétrica5 - Atividade Principal 6 - Tipo de ConsolidadoConcessionária de Distribuição de Energia ElétricaNão Apresentado01.07 - SOCIEDADES NÃO INCLUÍDAS NAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS CONSOLIDADAS1 - Item 2 - CNPJ 3 - Denominação Social01.08 - PROVENTOS EM DINHEIRO1 - Item 2 - Evento 3 - Aprovação 4 - Provento 5 - Início Pagto. 6 - Tipo Ação 7 - Valor do Provento p/Ação01 RCA 27/04/2006 Juros sobre Capital Próprio ON 0,029094190202 RCA 30/08/2006 Juros sobre Capital Próprio ON 0,026725929903 RCA 30/11/2006 Juros sobre Capital Próprio ON 0,018553508904 RCA 21/12/2006 Juros sobre Capital Próprio ON 0,006069855105 RCA 30/04/2007 Dividendo ON 0,242761487901.09 - DIRETOR DE RELAÇÕES COM INVESTIDORES1 - Data 2 - Assinatura04/04/2007375

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02.01 - BALANÇO PATRIMONIAL ATIVO (Reais Mil)Código Descrição 31/12/2006 31/12/2005 31/12/20041 Ativo Total 9.447.368 9.255.552 11.01 Ativo Circulante 3.835.826 3.430.234 11.01.01 Disponibilidades 214.103 533.261 11.01.02 Créditos 3.482.656 2.774.228 01.01.02.01 Clientes 1.714.534 1.439.157 01.01.02.01.01 Consumidores e Revendedores 1.408.499 1.188.665 01.01.02.01.02 Concessionários - Transporte de Energia 306.035 250.492 01.01.02.02 Créditos Diversos 1.768.122 1.335.071 01.01.02.02.01 Consumidores - RTE e Parcela " A" 300.555 271.800 01.01.02.02.02 Tributos Compensáveis 65.786 81.774 01.01.02.02.03 Despesas Antecipadas - CVA 433.642 539.321 01.01.02.02.04 Créditos Tributários 59.145 51.883 01.01.02.02.05 Ativo Regulatório PIS-PASEP/COFINS 107.959 39.168 01.01.02.02.06 Reajuste Tarifário Diferido 791.231 321.445 01.01.02.02.07 Fundos Vinculados 9.804 29.680 01.01.03 Estoques 15.786 13.766 01.01.04 Outros 123.281 108.979 01.02 Ativo Não Circulante 5.611.542 5.825.318 01.02.01 Ativo Realizável a Longo Prazo 1.872.705 2.623.260 01.02.01.01 Créditos Diversos 1.855.936 2.599.172 01.02.01.01.01 Consumidores - RTE e Parcela "A" 878.228 1.001.305 01.02.01.01.02 Despesas Antecipadas - CVA 157.612 46.549 01.02.01.01.03 Créditos Tributários 136.883 87.207 01.02.01.01.04 Tributos Compensáveis 202.886 153.962 01.02.01.01.05 Depósitos Vinculados a Litígios 111.931 17.343 01.02.01.01.06 Consumidores e Revendedores 50.357 64.190 01.02.01.01.07 Ativo Regulatórios PIS-PASEP/COFINS 190.551 374.622 01.02.01.01.08 Reajuste Tarifário Diferido 127.488 853.994 01.02.01.02 Créditos com Pessoas Ligadas 7.540 21.461 01.02.01.02.01 Com Coligadas e Equiparadas 0 0 01.02.01.02.02 Com Controladas 0 0 01.02.01.02.03 Com Outras Pessoas Ligadas 0 0 01.02.01.03 Outros 9.229 2.627 01.02.02 Ativo Permanente 3.738.837 3.202.058 01.02.02.01 Investimentos 2.795 1.756 01.02.02.01.01 Participações Coligadas/Equiparadas 0 0 01.02.02.01.02 Participações Coligadas/Equiparadas-Ágio 0 0 01.02.02.01.03 Participações em Controladas 0 0 01.02.02.01.04 Participações em Controladas - Ágio 0 0 01.02.02.01.05 Outros Investimentos 0 0 01.02.02.02 Imobilizado 3.735.788 3.199.925 01.02.02.03 Intangível 0 0 01.02.02.04 Diferido 254 377 0377

02.02 - BALANÇO PATRIMONIAL PASSIVO (Reais Mil)Código Descrição 31/12/2006 31/12/2005 31/12/20042 Passivo Total 9.447.368 9.255.552 12.01 Passivo Circulante 3.543.311 3.118.086 02.01.01 Empréstimos e Financiamentos 266.981 209.171 02.01.02 Debêntures 15.279 0 02.01.03 Fornecedores 653.502 640.809 02.01.04 Impostos, Taxas e Contribuições 750.183 438.340 02.01.05 Dividendos a Pagar 670.712 907.541 02.01.06 Provisões 481.771 337.233 02.01.06.01 Salários e Encargos Sociais 124.102 123.106 02.01.06.02 Encargos Regulatórios 305.040 158.634 02.01.06.03 Participação nos Lucros 52.629 55.493 02.01.07 Dívidas com Pessoas Ligadas 0 0 02.01.08 Outros 704.883 584.992 02.01.08.01 Despesas Antecipadas - CVA 328.143 208.195 02.01.08.02 Obrigações Pós-Emprego 87.369 114.866 02.01.08.03 Provisão p/Perdas - Instr. Financeiros 134.877 78.060 02.01.08.04 Outras Obrigações 154.494 183.871 02.02 Passivo Não Circulante 3.554.075 3.825.962 02.02.01 Passivo Exigível a Longo Prazo 3.554.075 3.825.962 02.02.01.01 Empréstimos e Financiamentos 1.877.271 1.925.946 02.02.01.02 Debêntures 258.380 0 02.02.01.03 Provisões 2.664 2.885 02.02.01.03.01 Provisões para Contigências 2.664 2.885 02.02.01.04 Dívidas com Pessoas Ligadas 0 0 02.02.01.05 Adiantamento para Futuro Aumento Capital 0 0 02.02.01.06 Outros 1.415.760 1.897.131 02.02.01.06.01 Despesas Antecipadas - CVA 119.907 31.508 02.02.01.06.02 Obrigações Pós-Emprego 890.456 935.126 02.02.01.06.03 Fornecedores 220.040 264.123 02.02.01.06.04 Impostos, Taxas e Contribuições 174.418 615.800 02.02.01.06.05 Encargos Regulatórios 0 36.297 02.02.01.06.06 Outras Obrigações 10.939 14.277 02.02.02 Resultados de Exercícios Futuros 0 0 02.04 Patrimônio Líquido 2.349.982 2.311.504 12.04.01 Capital Social Realizado 2.261.998 2.261.998 12.04.02 Reservas de Capital 0 0 02.04.03 Reservas de Reavaliação 0 0 02.04.03.01 Ativos Próprios 0 0 02.04.03.02 Controladas/Coligadas e Equiparadas 0 0 02.04.04 Reservas de Lucro 87.984 49.506 02.04.04.01 Legal 87.984 49.506 02.04.04.02 Estatutária 0 0 02.04.04.03 Para Contingências 0 0 02.04.04.04 De Lucros a Realizar 0 0 02.04.04.05 Retenção de Lucros 0 0 02.04.04.06 Especial p/ Dividendos Não Distribuídos 0 0 02.04.04.07 Outras Reservas de Lucro 0 0 02.04.05 Lucros/Prejuízos Acumulados 0 0 02.04.06 Adiantamento para Futuro Aumento Capital 0 0 0378

03.01 - DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO (Reais Mil)01/01/2006 a 01/01/2005 a 01/01/2004 aCódigo Descrição 31/12/2006 31/12/2005 31/12/20043.01 Receita Bruta de Vendas e/ou Serviços 9.283.286 9.274.966 03.01.01 Fornecimento Bruto de Energia 7.965.666 7.430.028 03.01.02 Reajuste Tarifário Diferido 0 591.010 03.01.03 Receita de Uso de Rede 1.260.721 1.200.587 03.01.04 Outras Receitas Operacionais 56.899 53.341 03.02 Deduções da Receita Bruta (2.969.064) (2.878.119) 03.03 Receita Líquida de Vendas e/ou Serviços 6.314.222 6.396.847 03.04 Custo de Bens e/ou Serviços Vendidos (5.208.840) (5.049.065) 03.04.01 Energia Elétrica Comprada para Revenda (1.981.437) (1.890.075) 03.04.02 Encargos Uso da Rede Básica Transmissão (515.224) (554.363) 03.04.03 Pessoal e Administradores (884.376) (762.639) 03.04.04 Obrigações Pós-Emprego (115.793) (108.358) 03.04.05 Materiais (58.520) (71.812) 03.04.06 Serviços de Terceiros (291.609) (280.628) 03.04.07 Depreciação e Amortização (365.517) (361.301) 03.04.08 Provisões Operacionais (4.221) (66.617) 03.04.09 Royalties (Comp. Financ. Rec. Hídricos) (11.581) (32.790) 03.04.10 Quota para Conta Consumo de Combustível (442.960) (387.126) 03.04.11 Conta de Desenvolvimento Energético- CDE (294.170) (279.025) 03.04.12 Eficiência Energética e P&D (158.038) (172.805) 03.04.13 Outras (85.394) (81.526) 03.05 Resultado Bruto 1.105.382 1.347.782 03.06 Despesas/Receitas Operacionais (192.395) (149.692) 03.06.01 Com Vendas (130.429) (119.930) 03.06.02 Gerais e Administrativas (46.199) (68.460) 03.06.03 Financeiras 6.992 25.879 03.06.03.01 Receitas Financeiras 768.156 882.507 03.06.03.02 Despesas Financeiras (761.164) (856.628) 03.06.04 Outras Receitas Operacionais 0 12.819 03.06.05 Outras Despesas Operacionais (22.759) 0 03.06.06 Resultado da Equivalência Patrimonial 0 0 03.07 Resultado Operacional 912.987 1.198.090 03.08 Resultado Não Operacional (25.500) (30.716) 03.08.01 Receitas 11.844 2.682 03.08.02 Despesas (37.344) (33.398) 03.09 Resultado Antes Tributação/Participações 887.487 1.167.374 03.10 Provisão para IR e Contribuição Social (407.344) (98.710) 03.11 IR Diferido 107.461 (299.079) 03.12 Participações/Contribuições Estatutárias 0 0 03.12.01 Participações 0 0 03.12.02 Contribuições 0 0 03.13 Reversão dos Juros sobre Capital Próprio 181.963 220.544 03.15 Lucro/Prejuízo do Período 769.567 990.129 0NÚMERO AÇÕES, EX-TESOURARIA (Mil) 2.261.998 2.261.998 1LUCRO POR AÇÃO (Reais) 0,34022 0,43772 0,00000PREJUÍZO POR AÇÃO (Reais)379

04.01 - DEMONSTRAÇÃO DAS ORIGENS E APLICAÇÕES DE RECURSOS (Reais Mil)01/01/2006 a 01/01/2005 a 01/01/2004 aCódigo Descrição 31/12/2006 31/12/2005 31/12/20044.01 Origens 3.002.807 2.852.146 14.01.01 Das Operações 989.098 801.663 04.01.01.01 Lucro/Prejuízo do Período 769.567 990.129 04.01.01.02 Vls. que não Repr. Mov. Cap. Circulante 219.531 (188.466) 04.01.01.02.01 Depreciação e Amortização 367.294 363.672 04.01.01.02.02 Juros e Variações Monet. de Longo Prazo (161.087) (497.961) 04.01.01.02.03 Imposto de Renda e Cont. Social Diferido (125.100) 390.577 04.01.01.02.04 Baixas Líquidas de Imobilizado 15.093 26.141 04.01.01.02.05 Obrigações Pós- Emprego 115.793 111.189 04.01.01.02.06 Provisão para Perdas - Recomp. Tarifária 7.759 82.285 04.01.01.02.07 Ativo Regulatório - PIS-PASEP/COFINS 0 (76.244) 04.01.01.02.08 Provisão para Perdas Operacionais (221) 2.885 04.01.01.02.09 Reajuste Tarifário Diferido 0 (591.010) 04.01.02 Dos Acionistas 0 259.042 14.01.02.01 Ativo Líquido C.P.Transf. através Aporte 0 259.042 04.01.02.02 Aumento de Capital 0 0 14.01.03 De Terceiros 2.013.709 1.791.441 04.01.03.01 Financiamentos Obtidos 410.327 709.407 04.01.03.02 Obrigações Especiais 299.370 75.873 04.01.03.03 Transf. Realiz. L.P. Desp. CVA 4.733 249.660 04.01.03.04 Transf. Realiz. L.P. PIS/COFINS 184.071 66.539 04.01.03.05 Transf. Realiz. L.P. Recomp. Tarif. Ext. 285.926 205.109 04.01.03.06 Transf. Realiz. L.P. Reajuste Tarif. Dif 764.141 374.864 04.01.03.07 Transf. Realiz. L.P. Créditos Tributários 0 33.138 04.01.03.08 Redução do Realiz. a Longo Prazo 21.152 30.619 04.01.03.09 Outros 43.989 46.232 04.02 Aplicações 3.022.440 2.539.999 04.02.01 Tributos Compensáveis 48.924 51.636 04.02.02 Despesas Antecipadas - CVA 0 114.958 04.02.03 Em Investimentos 859 1.236 04.02.04 No Imobilizado 1.217.677 921.075 04.02.05 Juros sobre Capital Próprio e Dividendos 731.089 940.623 04.02.06 Transf. p/Circ. Fornecedores 107.510 70.591 04.02.07 Transf. p/Circ.Obrigações Pós-Emprego 160.463 156.705 04.02.08 Tributos e CSSL Transf. do Circulante 316.282 236.409 04.02.09 CVA - Transf. p/Longo Prazo 71.386 0 04.02.10 Transf. p/Circ. Empr. e Financiamentos 184.351 0 04.02.11 Créditos Tributários-Transf. p/Não Circ. 49.676 0 04.02.12 Depósitos Judiciais 94.588 17.343 04.02.13 Outros 39.635 29.423 04.03 Acréscimo/Decréscimo no Cap. Circulante (19.633) 312.147 14.04 Variação do Ativo Circulante 405.592 3.430.233 14.04.01 Ativo Circulante no Início do Período 3.430.234 1 04.04.02 Ativo Circulante no Final do Período 3.835.826 3.430.234 14.05 Variação do Passivo Circulante (425.225) (3.118.086) 04.05.01 Passivo Circulante no Início do Período (3.118.086) 0 04.05.02 Passivo Circulante no Final do Período (3.543.311) (3.118.086) 0380

05.01 - DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO DE 01/01/2006 A31/12/2006 (Reais Mil)Reservas Reservas Reservas Lucros/ TotalCapital de de de Prejuízos PatrimônioCódigo Descrição Social Capital Reavaliação Lucro Acumulados Líquido5.01 Saldo Inicial 2.261.998 49.506 0 0 0 2.311.5045.02 Ajustes de Exercícios Anteriores 0 0 0 0 0 05.03 Aumento/Redução do Capital Social 0 0 0 0 0 05.04 Realização de Reservas 0 0 0 0 0 05.05 Ações em Tesouraria 0 0 0 0 0 05.06 Lucro/Prejuízo do Período 0 0 0 0 769.567 769.5675.07 Destinações 0 38.478 0 0 (769.567) (731.089)5.07.01 Reserva Legal 0 38.478 0 0 (38.478) 05.07.02 Juros sobre Capital Próprio 0 0 0 0 (181.963) (181.963)5.07.03 Dividendos Complementares 0 0 0 0 (549.126) (549.126)5.08 Outros 0 0 0 0 0 05.09 Saldo Final 2.261.998 87.984 0 0 0 2.349.98205.02 - DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO DE 08/09/2005 A31/12/2005 (Reais Mil)Reservas Reservas Reservas Lucros/ TotalCapital de de de Prejuízos PatrimônioCódigo Descrição Social Capital Reavaliação Lucro Acumulados Líquido5.01 Saldo Inicial 1 0 0 0 0 15.02 Ajustes de Exercícios Anteriores 0 0 0 0 0 05.03 Aumento/Redução do Capital Social 2.261.997 0 0 0 0 2.261.9975.04 Realização de Reservas 0 0 0 0 0 05.05 Ações em Tesouraria 0 0 0 0 0 05.06 Lucro/Prejuízo do Período 0 0 0 0 990.129 990.1295.07 Destinações 0 0 0 49.506 (990.129) (940.623)5.07.01 Reserva Legal 0 0 0 49.506 (49.506) 05.07.02 Juros sobre Capital Próprio 0 0 0 0 (220.544) (220.544)5.07.03 Dividendos Complementares 0 0 0 0 (720.079) (720.079)5.08 Outros 0 0 0 0 0 05.09 Saldo Final 2.261.998 0 0 49.506 0 2.311.50405.02 - DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO DE 01/01/2004 A31/12/2004 (Reais Mil)Reservas Reservas Reservas Lucros/ TotalCapital de de de Prejuízos PatrimônioCódigo Descrição Social Capital Reavaliação Lucro Acumulados Líquido5.01 Saldo Inicial 0 0 0 0 0 05.02 Ajustes de Exercícios Anteriores 0 0 0 0 0 05.03 Aumento/Redução do Capital Social 1 0 0 0 0 15.04 Realização de Reservas 0 0 0 0 0 05.05 Ações em Tesouraria 0 0 0 0 0 05.06 Lucro/Prejuízo do Período 0 0 0 0 0 05.07 Destinações 0 0 0 0 0 05.08 Outros 0 0 0 0 0 05.09 Saldo Final 1 0 0 0 0 1381

09.01 - PARECER DOS AUDITORES INDEPENDENTES - SEM RESSALVAPARECER DOS AUDITORES INDEPENDENTESAos Acionistas e ao Conselho de Administração daCemig Distribuição S.A.Belo Horizonte - MG1. Examinamos os balanços patrimoniais da Cemig Distribuição S.A., levantados em 31 de dezembro de 2006 e2005, e as respectivas demonstrações do resultado, das mutações do patrimônio líquido e das origens eaplicações de recursos correspondentes aos exercícios findos naquelas datas, elaborados sob aresponsabilidade de sua Administração. Nossa responsabilidade é a de expressar uma opinião sobre essasdemonstrações financeiras.2. Nossos exames foram conduzidos de acordo com as normas brasileiras de auditoria e compreenderam: (a) oplanejamento dos trabalhos, considerando a relevância dos saldos, o volume de transações e o sistemacontábil e de controles internos da Companhia; (b) a constatação, com base em testes, das evidências e dosregistros que suportam os valores e as informações contábeis divulgados; e (c) a avaliação das práticas e dasestimativas contábeis mais representativas adotadas pela Administração da Companhia, bem como daapresentação das demonstrações financeiras tomadas em conjunto.3. Em nossa opinião, as demonstrações financeiras referidas no parágrafo 1 acima representam adequadamente,em todos os aspectos relevantes, a posição patrimonial e financeira da Cemig Distribuição S.A. em 31 dedezembro de 2006 e 2005, e o resultado de suas operações, as mutações de seu patrimônio líquido e asorigens e aplicações de seus recursos referentes aos exercícios findos naquelas datas, de acordo com aspráticas contábeis adotadas no Brasil.4. Nossos exames foram conduzidos com o objetivo de emitir parecer sobre as demonstrações financeirasbásicas referidas no parágrafo 1, tomadas em conjunto. As demonstrações dos fluxos de caixa e do valoradicionado, detalhadas nos Anexos I e II, estão sendo apresentadas para propiciar informaçõessuplementares sobre a Companhia e não são requeridas como parte integrante das demonstrações financeirasbásicas, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil. As demonstrações dos fluxos de caixa e dovalor adicionado foram submetidas aos mesmos procedimentos de auditoria descritos no parágrafo 2 e, emnossa opinião, essas demonstrações suplementares estão adequadamente apresentadas, em todos os seusaspectos relevantes, em relação às demonstrações financeiras básicas referentes aos exercícios findos em31 de dezembro de 2006 e 2005, tomadas em conjunto.5. Conforme mencionado na nota explicativa n° 11 às demonstrações financeiras, em decorrência da revisãotarifária periódica prevista nos contratos de concessão das empresas distribuidoras de energia elétrica, aAgência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL fixou, em 7 de abril de 2004, em caráter provisório, oreposicionamento tarifário da Companhia em 37,86%, a ser aplicado sobre as tarifas de fornecimento deenergia elétrica retroativamente a 8 de abril de 2003. Em 7 de abril de 2005, a ANEEL alterou esse percentual,em caráter definitivo, para 44,41%. Essa alteração resultou no aumento da receita bruta no montante deR$591.010 mil e um aumento no lucro líquido do exercício findo em 31 de dezembro de 2005 de R$335.398 mil,líquido dos efeitos fiscais.Belo Horizonte, 28 de fevereiro de 2007DELOITTE TOUCHE TOHMATSUAuditores IndependentesCRC-2SP 011.609/O-8 F/MGGilberto GrandolphoContadorCRC-SP 139.572/O-5 S/MG382

10.01 - RELATÓRIO DA ADMINISTRAÇÃORELATÓRIO DA ADMINISTRAÇÃO 2006Senhores acionistas,A Cemig Distribuição S.A. submete à apreciação de V.Sas. o Relatório da Administração em conjunto com asDemonstrações Financeiras e pareceres do Conselho Fiscal e dos Auditores Independentes referentes ao exercíciofindo em 31 de dezembro de 2006.MENSAGEM DA ADMINISTRAÇÃONo segundo ano de atuação da Cemig Distribuição, obtivemos novamente excelentes resultados financeiros.Nosso lucro líquido em 2006 foi de R$ 770 milhões e a geração de caixa, medida pelo Lajida (Lucro antes dos Juros,Impostos, Depreciação e Amortização) de R$ 1.273 milhões. Apesar destes resultados terem sido inferiores aosverificados no ano anterior, se excluirmos do resultado de 2005 os itens extraordinários, não recorrentes,poderemos verificar que ocorreu um aumento na lucratividade e eficiência operacional da Companhia em 2006.Como empresa regulada, com tarifas e mecanismos de remuneração estabelecidos pela Agência Nacional deEnergia Elétrica - ANEEL, consideramos ser fundamental as ações de redução dos custos operacionais quepermitam uma maior lucratividade da Companhia e conseqüente agregação de valor aos investimentos realizadospor nossos acionistas.A qualidade na prestação de serviço aos nossos clientes, mais de 6 milhões em todo o Estado de Minas Gerais, éuma das nossas prioridades. Atendemos de forma geral a todos os requisitos operacionais mínimos estabelecidospelo órgão regulador como fator de medição de qualidade de prestação de serviço.Deve ser ressaltado o expressivo programa de investimentos da Companhia. Ligamos mais de 230 milconsumidores em 2006, sendo que 87 mil através do Programa Luz para Todos. Este Programa, que tem comoobjetivo a universalização do acesso ao serviço público de energia elétrica, com um foco nos consumidores debaixa renda da área rural, já consumiu recursos no valor de R1,4 bilhão e tem previsão para conclusão no ano de2007, quando então teremos praticamente toda a população da área de concessão da Empresa atendida.Nossa dívida com empréstimos e financiamentos manteve-se estável em relação ao exercício anterior. No terceirotrimestre de 2006 obtivemos o registro de Companhia de Capital Aberto na Comissão de Valores Mobiliários - CVM,o que permitirá o acesso ao Mercado de Capitais também através da Emissão de debêntures.No que se refere à gestão de riscos e melhoria dos controles internos, desenvolvemos uma série de ações duranteo ano para obtermos a certificação dos nossos controles internos pelos auditores independentes, atendendo aorequisito estabelecido na Lei Sarbanes-Oxley, à qual estamos sujeitos por sermos controlados pela CEMIG,empresa que tem as suas ações registradas na Securities and Exchange Commission – SEC. Mais do que atender aLei, consideramos que se trata de uma oportunidade para investirmos na gestão de riscos da Companhia, revendotodos os controles internos e identificando os pontos de melhoria, o que reduz a exposição da Empresa frente aosdiversos riscos empresariais.Por outro lado reconhecemos o papel fundamental dos empregados da Empresa na continuidade dos nossosprocessos de expansão e de aumento da lucratividade. Com base nessa postura,estamos implementando umprograma de gestão do capital humano que visa habilitar nossos empregados a exercerem as diversas atividadesque desempenhamos com alta produtividade e eficiência.Dentre os diversos aspectos abordados, destaca-se o programa de desenvolvimento de competências realizadoem 2006 e que busca a preparação de profissionais para liderar as transformações da Companhia hoje e no futuro,a identificação e mapeamento das competências além de um modelo de gestão do desempenho alinhado aoplanejamento estratégico da Companhia.Nosso investimento em treinamento foi superior a R$11 milhões em 2006, com 13.507 participações deempregados em diversos cursos.383

Como reconhecimento público às boas práticas de gestão de pessoas da Empresa, fomos classificados, pelaRevista Exame, entre as 150 melhores empresas para trabalhar no País.A inclusão da Cemig, nossa controladora, pela sétima vez consecutiva entre as Companhias que compõem o ÍndiceMundial de Sustentabilidade Dow Jones, sendo a única empresa do setor elétrico brasileiro, demonstra o esforçoda administração em atender aos interesses de longo prazo de nossos acionistas, empregados e da sociedadeonde estamos presentes.As nossas ações durante o ano de 2006 nos dão confiança em relação ao futuro, de nossa capacidade de continuarcrescendo de forma sustentável, com geração contínua de valor para o nosso acionista e para a sociedade.CENÁRIO ECONÔMICOEm 2006, o crescimento econômico brasileiro foi de 2,9%, inferior às expectativas do começo do ano queapontavam para um aumento do PIB de 3,5%. Como comparação, o crescimento médio da economia mundial nomesmo ano foi de 5,1%. Apesar do baixo desempenho da economia brasileira, o consumo de energia elétricacresceu 3,8% no País em 2006 na comparação com o ano anterior.A inflação medida pelo IPCA foi de 3,1%, bastante abaixo da meta oficial de inflação de 4,5% estabelecida peloBanco Central. Aproveitando a credibilidade conquistada nos últimos anos, o Banco Central manteve uma políticamonetária restritiva, com juros elevados e aquisições oportunas de dólar, visando evitar uma valorização excessivado real, que teve também como conseqüência o crescimento das reservas internacionais, quase R$80 bilhões nofinal de 2006.No entanto, o câmbio valorizado não reduziu o saldo da balança comercial em 2006, que fechou o ano com umsuperávit recorde de aproximadamente US$45 bilhões, fruto da forte expansão do comércio internacional.A combinação do superávit da balança comercial, do aumento das reservas internacionais e do saldo positivo emconta corrente indica redução na vulnerabilidade da economia brasileira, refletindo na queda do risco-país, medidopelo Banco JP Morgan Chase, que atingiu 193 pontos no final de 2006 e também no fluxo positivo de investimentosestrangeiros no País, cerca de R$16 bilhões no ano.A manutenção do ajuste fiscal se apresenta como desafio para o futuro através da contenção dos gastos públicos,de forma a gerar superávits primários que garantam a redução da relação entre dívida pública líquida e o PIB, fatorprimordial para que o Brasil alcance o Grau de Investimento, índice medido pelas agências internacionais derating.Adicionalmente, investimentos em infra-estrutura e mudanças no ambiente de negócios que estimulem osinvestimentos contribuirão para o crescimento do País, de forma sustentada, em índices maiores aos verificados,aproveitando todo o potencial da economia brasileira.AMBIENTE REGULATÓRIO - LEILÕES DE ENERGIA ELÉTRICAEm 2006 a Cemig Distribuição participou de dois leilões de energia nova, A-3 e A-5, promovidos pela AgênciaNacional de Energia Elétrica – ANEEL – e operacionalizados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica –CCEE.No leilão A-3, cujo início de suprimento é janeiro de 2009, a Cemig Distribuição comprou 98 MW médios a um preçomédio de R$128,12/MWh com prazos de 15 anos (fonte térmica) e 30 anos (fonte hidráulica).No leilão A-5, cujo início de suprimento é janeiro de 2011, a Cemig Distribuição comprou 48 MW médios a um preçomédio de R$128,90/MWh em contratos com prazos de 15 anos (fonte térmica) e 30 anos (fonte hidráulica).Em função de sua estratégia comercial, a Cemig Distribuição não participou dos leilões de energia existente, A-1 ede Ajuste, que ocorreram também em 2006.384

Para melhor visualização das negociações veja tabela abaixo:Energia elétrica negociadaLeilões ocorridos em 2006A-5 A-3Volume negociado (MWh) 48 98Prazo do Contrato (anos) – Fonte Térmica 15 15Prazo do Contrato (anos) – Fonte Hidráulica 30 30Preço (R$/MWh) 128,90 128,12Início de fornecimento 2011 2009A Cemig Distribuição, em relação às suas operações na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (“CCEE”),fechou o ano com aproximadamente 2,74% de sobras de contratos em relação à sua carga. Essas sobras foramvaloradas ao Preço de Liquidação de Diferenças – PLD cuja receita é abatida das despesas com compra de energiarevertendo em modicidade tarifária para o consumidor cativo.FORNECIMENTO DE ENERGIA ELÉTRICAPolítica de atendimento• A Cemig Distribuição implementa, de forma contínua, melhorias na sua estrutura de atendimento aos seusclientes, de forma a estabelecer canais de comunicação mais eficientes e agilidade no atendimento as suasexpectativas e interesses. Dentre as ações, destacamos:• Reestruturação e Modernização das Agências de Atendimento: estamos em processo de adequação das 127Agências de Atendimento a uma nova filosofia de relacionamento, com aplicação das áreas de autoatendimentoe instalação de linhas telefônicas com acesso direto à Central de Atendimento “Fale com a Cemig”.• Cemig Postal: implementação e Manutenção do Cemig Postal, um canal desenvolvido para os nossos clientesonde são utilizados formulários com postagem "pré-paga", disponíveis gratuitamente em locais sinalizadosnos agentes Cemig Fácil.• Projeto Agência Móvel: como projeto piloto implantado no primeiro semestre de 2005, no sul de Minas Gerais,permitiu estender o atendimento ao público, através de um trailer equipado. Em 2006 foram percorridos maisde 100 municípios onde a Empresa não tem estrutura de representatividade.• PAS - Posto de Atendimento Simplificado: numa parceria com as Prefeituras Municipais, foi possível a criaçãode mais este canal de relacionamento com os clientes, em municípios que não possuem Agência deAtendimento. O atendimento é feito por um funcionário da prefeitura, devidamente treinado por agentes daCemig. Atualmente já estão em funcionamento 30 postos.• Agência Virtual: com a primeira etapa do projeto concluída em dezembro de 2006, a Agência Virtual,disponibiliza para os clientes mais conforto e comodidade. Destacamos no nosso site, a acessibilidade paradeficientes visuais e o atendimento personalizado para as imobiliárias que demandam um grande volume deserviços. O site visa aumentar a produtividade dos processos comerciais, minimizando os custos e melhorandoa agilidade dos resultados.• Fale com a Cemig: hoje, o “Fale com a Cemig” está estruturado com 357 posições de atendimento para atenderaos nossos clientes 24 horas por dia, via telefone, portal da Cemig e e-mail, permitindo maior eficiência nosserviços e garantindo comodidade e conforto aos clientes, que solicitam os serviços sem sair de casa.A capacidade de atendimento é superior a 60.000 chamadas/dia, tendo ultrapassado, em dias atípicos, ovolume de 82.000 chamadas/dia.• Criação do Canal Direto Procon, que disponibiliza um 0800 específico para atendimento aos Procons estadual emunicipal, com equipe capacitada e exclusiva para esses atendimentos.• Estão em implantação os projetos de telemedição de 750 grandes consumidores industriais do grupo A4 eAutomação da Medição de Unidades Consumidoras de Baixa Tensão de São João Del Rei que permitem asimplificação do faturamento, o acompanhamento da medição, o monitoramento remoto da curva de carga docliente e a redução de custo no processo de leitura, agilizando o atendimento aos consumidores.385

Eficiência EnergéticaFoi estruturado o Programa de Gestão Energética Estadual (“PGEE”) em parceria com a Secretaria de Estado dePlanejamento e Gestão. Com inúmeras ações em 300 unidades, nas quais foram apuradas em 2006, economias novalor de R$3,2 milhões. Além da importância para a Administração Pública e a sociedade em relação à diminuiçãodo custo da máquina estatal, outros impactos do PGEE se tornam significativos no contexto atual, como adiminuição do consumo e da demanda da energia exigida por diversos prédios estaduais.Através do projeto Cemig nas Escolas - Procel foram treinados cerca de 150 mil alunos da rede pública emUtilização Racional de Energia Elétrica.Na questão da iluminação pública, foram eficientizados 58.133 pontos, em 200 municípios de Minas Gerais, cominvestimentos de R$19 milhões, levando a uma redução anual de 4.244 KW de demanda, 18.587 MWh noconsumo e de R$4,6 milhões na fatura de energia das prefeituras.Em 2006 teve inicio o Projeto Conviver, que visa promover o acesso e o uso consciente dos serviços prestados pelaCemig nas comunidades populares da Região Metropolitana de Belo Horizonte, elevando o número de famílias queutilizam os serviços de energia elétrica de forma regular, eficiente, segura e com conta compatível com suacapacidade econômica. Esse projeto prevê o aporte total de R$21,5 milhões, sendo R$3,4 milhões na formação deagentes de relacionamento com as comunidades, R$2,3 milhões na compra de equipamentos eletrodomésticospara doações e R$15,8 milhões nas adequações de redes e medições.Qualidade no fornecimentoOs gráficos a seguir apresentam a evolução histórica dos indicadores de qualidade, no que diz respeito ao tempoem que os consumidores ficaram privados do fornecimento de energia e do número de vezes em que faltou ofornecimento.Em relação aos valores apurados para esses índices, cerca de 25% do DEC e 12% do FEC se referem aosdesligamentos programados realizados para melhorias na rede elétrica. Esses desligamentos são precedidos deavisos aos consumidores e, portanto, reduzem o impacto do corte temporário de energia.Reajustes tarifáriosO reajuste das tarifas de distribuição foi homologado através da Resolução da ANEEL nº310 de 6 de abril de 2006,que é detalhado na Nota Técnica nº 127/2006.O reajuste tarifário teve aplicação diferenciada por categoria de consumo com o objetivo de eliminargradualmente os subsídios cruzados existentes entre os grupos de consumidores.O impacto médio do reajuste nas contas de energia foi de 7,05%, sendo que o efeito na fatura dos consumidoresde baixa tensão foi de 5,14 % enquanto nas tarifas dos consumidores de alta tensão foi de 10,32%.Desempenho ComercialEm função da migração de consumidores cativos para a condição de livres, o volume de vendas de energia daCemig Distribuição apresentou, em 2006, redução de 1,3% comparado a 2005. Apesar da redução na quantidadede energia faturada, a receita apresenta um aumento de 5,6% decorrentes de reajustes tarifários com impacto de6,9% na tarifa média.386

Na tabela abaixo podem ser observadas as variações na quantidade de energia vendida a consumidores finais,suas respectivas receitas e tarifa média:GWh Em R$ (Milhões) Tarifa Média (R$)2006 2005 Var % 2006 2005 Var % 2006 2005 Var %Residencial 6.647 6.590 0,9 3.301 3.125 5,6 496,62 474,20 4,7Industrial 4.839 5.333 (9,3) 1.422 1.432 (0,7) 293,86 268,52 9,4Comercial 3.851 3.754 2,6 1.680 1.542 8,9 436,25 410,76 6,2Rural 1.937 1.941 (0,2) 514 483 6,4 265,36 248,84 6,6Poder Público 599 571 4,9 252 224 12,5 420,70 392,29 7,2Iluminação Pública 1.051 1.022 2,8 269 251 7,2 255,95 245,60 4,2Serviço Público 1.016 981 3,6 263 237 11,0 258,86 241,59 7,1Total 19.940 20.192 (1,3) 7.701 7.294 5,6 386,21 361,23 6,9As classes mais representativas, tanto na quantidade faturada quanto na geração de receita são a residencial,comercial e industrial, conforme pode ser observado nos gráficos abaixo:Proteção da Receita - Gestão das PerdasOs últimos anos têm sido marcados por um aumento nas perdas comerciais, motivado principalmente pelas regrasimpostas pelo racionamento de energia elétrica em 2001 e pela situação econômica do País,com reflexo no poderaquisitivo dos clientes da Empresa.Atualmente, a perda comercial da Empresa encontra-se em 0,90% do montante de energia ingressada no sistemade distribuição, enquanto a média nacional em 2005 ficou em torno de 6%. Os resultados de identificação erecuperação de perdas comerciais totalizaram 132,5 GWh, representando um aumento de 439% no período de2000 a 2005.Em 2006 foram recuperados cerca de R$90 milhões (crescimento de 10% em relação a 2005 ou 120% em relaçãoa 2004), além de, aproximadamente R$110 milhões decorrentes da perda evitada ou incremento de consumo dasunidades consumidoras regularizadas.Neste ano, visando melhorar a capacidade da Companhia de reação ao aumento da prática de irregularidadesforam implementadas várias ações, dentre as quais destacamos:• implantação de melhorias no sistema de Gestão de Ordens de Inspeção via Web (WGOI), buscando maioreficiência na identificação de unidades com irregularidade;• implantação de sistema corporativo para controle de selos e medidores disponibilizados, buscando garantir arastreabilidade desses dispositivos e equipamentos;• elaboração e aprovação do Projeto de Agregação de Valor (PAV) para Proteção da Receita, o qual demonstrou aviabilidade econômica das ações de combate às Perdas e Inadimplência, propiciando maior aporte de recursosnessas atividades com a conseqüente agregação de receita;387

• elaboração do Plano de Proteção da Receita com foco na medição, agregando em um grande projeto,tecnologias e ações para blindagem da receita dos consumidores de médio e grande porte e aplicação detecnologias complementares para os demais consumidores.Lucro do PeríodoDESEMPENHO ECONÔMICO - FINANCEIRO(Em milhões de reais, exceto se indicado de outra forma)A Cemig Distribuição apresentou, no exercício de 2006, um lucro líquido de R$770 milhões em comparação aolucro líquido de R$990 milhões no exercício de 2005, apresentando uma redução de 22,2%. Esta redução deve-seprincipalmente à receita extraordinária registrada no exercício anterior referente ao reajuste tarifário diferido, nomontante de R$591 milhões.Receitas operacionais2006 2005 Var %Fornecimento Bruto de Energia elétrica 7.966 7.430 7,2Consumidores finais 7.906 7.335 7,8Suprimento a outras concessionárias - 54 -Transações com energia na CCEE 60 41 46,3Reajuste Tarifário Diferido - 591 -Receitas de uso da rede 1.261 1.201 5,0Outras 56 53 5,79.283 9.275 0,09Fornecimento Bruto de Energia ElétricaOs principais impactos na receita de 2006 decorreram dos seguintes fatores:- reajuste nas tarifas a partir de 8 de abril de 2005 (efeito integral no resultado do exercício de 2006), com umimpacto médio na tarifa de 20,7%;- reajuste nas tarifas a partir de 8 de abril de 2006, com um impacto médio nas tarifas de 7,05%; e,- redução de 1,25% no volume de energia faturada a consumidores finais (excluindo consumo próprio) emfunção da migração de consumidores cativos para a condição de livres.As variações trimestrais no fornecimento podem ser observadas no gráfico a seguir:GWh faturados - consumidores finaisMais informações sobre o comportamento do mercado de energia elétrica em 2006 pode ser obtido no item“Fornecimento de Energia Elétrica”.388

Reajuste Tarifário DiferidoEm abril de 2005 foi divulgado de forma retroativa a abril de 2003, o resultado da revisão tarifária periódica daCEMIG, implicando um direito de recomposição nas tarifas de 44,4%.O reajuste médio aplicado às tarifas em 8 de abril de 2003 foi de 31,5%. Para compensar a CEMIG pela receita amenor faturada de abril de 2003 a abril de 2005, a ANEEL está incluindo nos reajustes tarifários de 2004 a 2007 umpercentual adicional.A diferença entre o reposicionamento tarifário ao qual a Companhia tinha direito e a tarifa efetivamente cobradados consumidores de 2003 a 2005 foi reconhecida como um ativo regulatório em contrapartida ao resultado doexercício de 2005, no montante de R$591 milhões.Receita de uso da redeEsta receita refere-se à Tarifa de Uso dos Sistemas de Distribuição de Energia Elétrica - TUSD advinda detransporte cobrado dos consumidores livres sobre a energia vendida por outros agentes na área de concessão daCompanhia, principalmente pela Cemig Geração e Transmissão.O crescimento na receita ocorreu em função do reajuste na tarifa com um impacto médio na receita de 10,3%; edo maior consumo de energia pelos consumidores livres (base para cálculo da receita).Deve-se ressaltar que, em 2005, a Cemig Distribuição registrou uma receita adicional no montante de R$175milhões referente ao ICMS incidente sobre a TUSD apurada de forma retroativa ao ano de 2000, repassado aoGoverno do Estado de Minas Gerais.Custos e despesas operacionais (excluindo resultado financeiro)2006 2005 Var. %Custos não ControláveisEnergia Elétrica Comprada para Revenda 1.981 1.890 4,8Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos 12 33 (63,6)Quota para Conta de Consumo de Combustível - CCC 443 387 14,5Encargos de Uso da Rede Básica de Transmissão 515 554 (7,0)Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 294 279 5,4Eficiência Energética e Pesquisa e Desenvolvimento 158 173 (8,7)3.403 3.316 2,6Custos ControláveisPessoal 734 595 23,4Obrigações Pós-Emprego 116 111 4,5Materiais 59 73 (19,2)Serviços de Terceiros 329 313 5,1Provisões Operacionais 109 133 (18,0)Participações dos Empregados 150 187 (19,8)Depreciação e Amortização 367 364 0,8Outras Despesas Líquidas 141 132 6,82.005 1.908 5,15.408 5.224 3,5Custos não controláveisOs valores dos custos e despesas não controláveis registrados no resultado referem-se aos valores que foramefetivamente utilizados na composição do cálculo da tarifa a ser aplicada.As diferenças entre os somatórios dos custos não controláveis (incluídos na parcela “A” do reajuste tarifário) queforam incluídos no cálculo do reajuste tarifário e os desembolsos efetivamente ocorridos são compensados nosreajustes tarifários subseqüentes, através de um mecanismo chamado de Compensação da variação dos itens daParcela “A” - CVA.389

Essas diferenças são registradas no Ativo Circulante e Realizável a Longo Prazo como despesas antecipadas, casoa Companhia tenha desembolsado valores maiores do que havia sido considerado na tarifa, ou como obrigaçõesno Passivo Circulante e Exigível a Longo Prazo, em caso contrário.Conforme mencionado no parágrafo anterior, segue abaixo tabela com os valores de CVA que foram incluídos eexcluídos do resultado de 2005.Despesa Valores Valores Despesaoperacional de CVA de CVA efetivasem os incluídos no excluídos do reconhecidaefeitos resultado do resultado do no resultadoda CVA período (*) período (**) de 2006Energia Elétrica Comprada para Revenda 1.889 150 (58) 1.981Compensação Financeira pela Utilizaçãode Recursos Hídricos - 12 - 12Quota para Conta de Consumo de Combustível - CCC 475 (12) (20) 443Encargos de Uso da Rede Básica de Transmissão 393 7 115 515Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 291 10 (7) 294Eficiência Energética e Pesquisa e Desenvolvimento 158 - - 158Total 3.206 167 30 3.403( * ) Referem-se aos custos não controláveis que compõem a CVA que foram transferidos para o resultado emfunção das suas inclusões no cálculo do reajuste tarifário da Cemig Distribuição.( ** ) Referem-se as variações dos custos não controláveis que compõem a CVA e que não foram incluídos nocálculo do reajuste tarifário da Cemig Distribuição, sendo então excluídas do resultado.Energia Elétrica Comprada para RevendaParcela representativa da energia adquirida para revenda é advinda da usina de Itaipu e também do leilão daenergia existente. A composição da energia comprada pode ser obtida na nota explicativa nº 25 dasDemonstrações Financeiras.Conta de Consumo de Combustível – CCCA despesa com CCC refere-se aos custos de operação das usinas térmicas dos sistemas interligado e isoladobrasileiro rateados entre os concessionários de energia elétrica através de Resolução da ANEEL.Encargos de Uso da Rede TransmissãoA despesa com encargos de uso da rede de transmissão refere-se aos encargos devidos pelos agentes dedistribuição e geração de energia elétrica pela utilização das instalações, componentes da rede básica, conformedefinido através de Resolução pela ANEEL.Conta de Desenvolvimento Energético – CDEEm função de uma nova interpretação da ANEEL com relação aos critérios de constituição da CVA referente aosencargos de uso da rede de transmissão integrantes da rede básica, a CEMIG reverteu no 1º trimestre de 2006,parcela da CVA constituída em 2005, no montante de R$93 milhões, o que contribuiu para aumentar o valor dadespesa em 2006.Custos controláveisDespesa com PessoalA variação na despesa com pessoal foi decorrente dos seguintes fatores:- provisão para indenização dos anuênios futuros dos empregados, feita em junho de 2006, no montante deR$127 milhões;- reajuste salarial de 7,6% em novembro de 2005 (efeito integral em 2006);390

- reajuste salarial de 4,0% em novembro de 2006;- aumento do número de empregados que passou de 7.833 em dezembro de 2005 para 8.064 em dezembro de2006.- maior transferência para o ativo Imobilizado de custos com pessoal em função das obras do Programa Luz paraTodos (R$129 milhões no exercício de 2006 comparados a R$80 milhões em 2005);Vide composição da despesa com pessoal na nota explicativa nº 25 das Demonstrações Financeiras.Obrigações Pós-EmpregoA despesa com Obrigações Pós-Emprego teve um crescimento em função dos custos com a implementação doplano odontológico pela Companhia no exercício de 2006, que gerou uma despesa adicional de R$7 milhões.Provisões OperacionaisA redução nas provisões operacionais deve-se principalmente ao valor de R$23 milhões, registrado no terceirotrimestre de 2005, referente a crédito a receber de consumidor industrial, integralmente provisionado em funçãoda incerteza quanto à sua realização.Eficiência Energética e Pesquisa e DesenvolvimentoConforme regulação do setor elétrico, as empresas de distribuição e geração de energia elétrica devem investir opercentual de 1,00% da sua receita líquida em programas de eficiência energética e P&D. Alguns programas deeficiência energética e P&D relacionados à receita de períodos anteriores ainda não foram concluídos pelosagentes do setor elétrico, existindo ainda gastos a serem realizados. Este atraso decorre do tempo utilizado naelaboração dos projetos e aprovação pela ANEEL.Em atendimento a instrução da ANEEL, a Cemig reconheceu como despesa no resultado do exercício de 2005 osgastos a serem realizados e para os quais já havia recebido a tarifa correspondente em exercícios anteriores, novalor de R$95 milhões, o que justificou a expressiva variação na despesa na comparação entre os dois exercíciosem análise.Deve ser ressaltado que também em 2006 a Companhia registrou um valor adicional, no montante de R$81milhões, referente a valores de anos anteriores que foram aplicados no Imobilizado e que por determinação daANEEL, deveriam ser registrados no Resultado.Segue abaixo a composição do Lajida (Lucro Antes dos Juros, Impostos, Depreciação e Amortização)Em R$ mil 2006 2005 Var %Lucro Líquido 770 990 (22,2)+ Provisão IR,C.Social e IR 300 398 (24,6)+ Resultado não Operacional 25 31 (19,4)+ Resultado Financeiro (7) (26) (73,1)- Reversão de Juros s/ Capital Próprio (182) (221) (17,6)+ Amortização e Depreciação 367 364 0,8= LAJIDA 1.273 1.536 (17,1)Itens não recorrentes:- Reajuste tarifário diferido - (488) -+ Custos com eficiência energética de exercícios anteriores 81 92 (12,0)+ Recomposição CVA da TUSD 93 - -+ Anuênio 127 - -- Reversão da provisão da RGR (28) - -= LAJIDA AJUSTADO 1.546 1.140 35,61( * ) Os ajustes não recorrentes correspondem à interpretação da Companhia sobre os eventos que julga comoextraordinários, não relacionados às operações correntes.391

Receitas (Despesas) FinanceirasA receita financeira líquida foi de R$7 milhões comparada a R$26 milhões no exercício de 2005. Os principaisfatores que impactaram o resultado financeiro estão relacionados a seguir:• Crescimento de R$45 milhões na receita com acréscimo moratório em conta de energia elétrica, R$124milhões no exercício de 2006 em comparação a R$79 milhões no exercício de 2005.• Receita com variação monetária do Acordo Geral do Setor Elétrico no exercício de 2006 no montante de R$202milhões comparados a R$269 milhões no exercício de 2005, uma redução de 24,9%. Esta redução deve-seprincipalmente a menor variação da SELIC, indexador dos ativos, em 2006.• Receita com variação monetária e juros incidentes sobre o Reajuste Tarifário Diferido em 2006 foi de R$195milhões comparados a R$229 milhões no exercício de 2005, uma redução de 14,9%. No exercício anterior aCemig Distribuição registrou uma maior receita em função da divulgação do resultado definitivo da revisãotarifária da CEMIG, o que implicou no registro de um ativo regulatório denominado “Reajuste Tarifário Diferido”e na atualização desse ativo de forma retroativa ao ano de 2003. Vide maiores informações na nota explicativanº 11 das Demonstrações Financeiras.• Ganhos líquidos com variações cambiais no exercício de 2006, no montante de R$65 milhões em comparação aganhos líquidos de R$83 milhões no exercício de 2005, advindos basicamente dos empréstimos efinanciamentos em moeda estrangeira. Esta variação decorre principalmente da redução do saldo devedor emmoeda estrangeira e da variação cambial. O real apresentou uma valorização de 8,66% frente ao dólar norteamericanono exercício de 2006 em comparação a uma valorização de 11,82% no mesmo período de 2005.• Aumento de 24,9% nos encargos com empréstimos e financiamentos (R$271 milhões em 2006 e R$217milhões em 2005) em função dos critérios de rolagem da dívida da Companhia, com a substituição de várioscontratos de dívida em moeda estrangeira para moeda nacional, a partir do segundo semestre de 2005.Os empréstimos corrigidos pela SELIC têm as variações integralmente registradas como encargos.• Perda líquida com instrumentos financeiros utilizados em operações de hedge, no exercício de 2006,no montante de R$76 milhões, comparada a uma perda líquida de R$86 milhões no exercício de 2005.Este resultado decorre da variação cambial mencionada no item anterior.• A Companhia registrou, como despesa financeira, a destinação dos juros sobre o capital próprio emsubstituição aos dividendos do exercício de 2006, no montante de R$182 milhões (R$221 milhões em 2005).Vide a composição das receitas e despesas financeiras na nota explicativa nº 26 das Demonstrações Financeiras.Imposto de Renda e Contribuição SocialA Cemig Distribuição apurou, no exercício de 2006, despesas com Imposto de Renda e Contribuição Social nomontante de R$300 milhões em relação ao lucro de R$887 milhões, antes dos efeitos fiscais, um percentual de33,8%. No exercício de 2005, a Companhia apurou despesas com Imposto de Renda e Contribuição Social nomontante de R$398 milhões em relação ao lucro de R$1.167 milhões, antes dos efeitos fiscais, um percentual de34,1%. Estas taxas efetivas estão conciliadas com as taxas nominais na nota explicativa nº 10 das DemonstraçõesFinanceiras.LIQUIDEZ E FLUXO DE CAIXAO caixa no fim do exercício somava R$214 milhões (R$533 milhões em 2005).O caixa gerado nas operações foi de R$1.268 milhões (R$959 milhões em 2005), sendo afetado positivamenteprincipalmente pelo lucro líquido ajustado pelas receitas e despesas que não afetaram o caixa, no valor de R$1.094milhões em 2006 e R$ 849 milhões em 2005.As atividades de financiamento representaram uma saída líquida de caixa de R$668 milhões, oriunda deempréstimos e financiamentos obtidos no montante de R$710 milhões contra amortizações no valor de R$410milhões e pagamento de juros sobre capital próprio e dividendos no montante de R$968 milhões. Em 2005 osdesembolsos nas atividades de financiamentos foram menores que as captações, o que representou uma entradalíquida de recursos de R$ 420 milhões.392

No que se refere aos investimentos, a Companhia investiu R$919 milhões em 2006, relacionados principalmenteao Programa Luz para Todos (comentado em detalhes a seguir).INVESTIMENTOSA Companhia possui um Comitê de Priorização de Obras, que vem atuando na análise dos projetos de expansãoconstantes do plano qüinqüenal de negócios, recomendando à Diretoria Executiva a execução desses projetos egarantindo que o retorno mínimo exigido pelo Conselho de Administração seja atendido.Programa “Luz para Todos” – Universalização do acesso e uso da energia elétricaA universalização do acesso e uso da energia elétrica se tornou obrigatória através de lei Federal que atribuiu àANEEL a tarefa de estabelecer metas de universalização do acesso ao serviço público de energia elétrica, nas quaiso atendimento de novas ligações, para unidades consumidoras com carga instalada de até 50 KW atendidas emtensão secundária, deverá ser realizado sem ônus de qualquer espécie para o solicitante.O Programa instituído pelo Governo Federal em 2003 e denominado “Luz para Todos”, objetivou antecipar a metade completar 100% da eletrificação no país até 2008, sem qualquer ônus para o consumidor.O Programa foi formatado inicialmente com um orçamento estimado pela CEMIG em R$1.641 milhões, sendonecessária a construção de 65 mil Km de rede rural para atendimento a 176 mil clientes.Do orçamento estimado para o Programa, 22% dos recursos sãooriundos de repasse da Conta de Desenvolvimento Energético –CDE (Governo Federal), 18,6% de financiamento da ELETROBRÁS(a ser pago pela Cemig), 9,8% de benefícios fiscais de ICMS(Governo Estadual) e 49,6% de recursos próprios da Cemig.Objetivando o cumprimento da meta e do cronograma estabelecidos para conclusão do Programa Luz para Todos,em junho de 2005 a CEMIG assinou contratos com empreiteiras com experiência em integração de grandesempreendimentos, para ligação de cerca de 140 mil clientes rurais do mercado potencial identificado na sua áreade concessão, em regime de empreitada parcial.Em Minas Gerais, o Programa Luz para Todos, executado pela Cemig, é o 4º maior do País, considerando omercado potencial a ser atendido. Em função do aumento contínuo do mercado potencial para atendimento emtodo o Estado, devido à ocorrência de desmembramentos de propriedades, construção de novas residências e aopróprio crescimento vegetativo, a execução do programa continuará nos anos de 2007 e 2008. O mercadopotencial estimado em 2006 já alcançou o número de 270 mil propriedades rurais.Até o final de 2006, 113 municípios já estavam com suas obras concluídas de acordo com o mercado Potencialinicialmente levantado e outros 446 municípios estavam com as obras em andamento. Foram ligadasaproximadamente 87 mil propriedades rurais em 2006.Programa Campos de LuzCom um custo orçado de R$18 milhões sendo R$9 milhões de responsabilidade da Cemig Distribuição, essePrograma tem por objetivo incentivar a prática de esportes com a iluminação de campos de futebol, através de umconvênio entre a CEMIG e o Governo do Estado de Minas Gerais. Com a iluminação dos campos de futebol,permitindo a prática de esportes à noite, a violência e a criminalidade nas áreas circunvizinhas estão tendo umaacentuada redução. De acordo com o Instituto de Pesquisa Olhar, 92% dos moradores entrevistados aprovaram ailuminação do campo em sua comunidade. Até o final de 2006, 457 campos já foram iluminados sendo 301 só noexercício de 2006.393

Programa Nacional de Iluminação Pública Eficiente – ReluzO objetivo principal deste programa é modernizar os sistemas de iluminação pública com a introdução detecnologia mais eficiente, visando a redução do consumo de energia elétrica no horário de ponta do sistemaelétrico, com diminuição dos gastos com operação e manutenção e aumento da segurança nas vias públicas.Em 2006 foram modernizados cerca de 150.000 pontos de iluminação pública, principalmente em Belo Horizonte,com investimentos de R$35 milhões, levando a uma redução anual de 4.760 KW de demanda, 21.000 MWh noconsumo de energia e de cerca de R$3 milhões na fatura anual de energia das prefeituras.Os projetos de eficientização em Iluminação Pública consistem da substituição de luminárias, reatores, relés elâmpadas a Vapor de por equipamentos a Vapor de Sódio.Foi negociado também o projeto de iluminação na rodovia MG-010, que é o principal acesso de Belo Horizonte aoAeroporto Internacional Tancredo Neves, em Confins. Já foram implantados cerca de 8,77 km de extensão de Redede Distribuição Subterrânea, para alimentação do sistema de iluminação pública nos 22,54 km de rodovia entreBelo Horizonte e o aeroporto. Esse projeto complementou a expansão da iluminação pública nesse importantecorredor de tráfego da cidade com a utilização de tecnologia mais eficiente, atendendo aos trechos ainda nãoiluminados, totalizando cerca de 13,76 km de expansão de rede, com um custo total de R$2 milhões.Programa Cresce MinasComo resultado da realização do diagnóstico do sistema elétrico de distribuição para atendimento às exigências domercado e dos órgãos reguladores, foi constituído um programa de obras, denominado Cresce Minas. Esseprograma deverá ser executado em 3 anos a partir de 2006, no valor global de R$759 milhões, visando:• à recuperação das condições do sistema elétrico para o atendimento ao mercado de Minas Gerais frente àretomada do crescimento• à expansão da irrigação e agronegócios• ao restabelecimento das condições operativas do sistema da Transmissão e Distribuição• à manutenção dos níveis de qualidade de serviço dentro dos parâmetros regulados.Este conjunto de obras beneficiará aproximadamente 340 municípios (41% do total), uma população aproximadade 4,1 milhões e cerca de 1,1 milhão de consumidores em todo o Estado.Desse montante, o valor do investimento com recursos próprios para 2006, exclusivamente para reforço dosistema de média tensão da distribuição, foi de R$13,2 milhões, de um total de R$270,8 milhões, que serãocompletados através de obras na modalidade turn-key em 2007, 2008 e 2009.Pólo Citricultor do Triângulo MineiroA execução de obras de subtransmissão e de distribuição de média tensão para atendimento ao Pólo Citricultor doTriângulo Mineiro, que totalizam R$26,3 milhões, visa disponibilizar a energia elétrica para ligação de cargas deirrigação, de forma a incrementar a consolidação e ampliação do agronegócio regional dos produtores de laranja eoutros, como parte do projeto Irriga Minas do Governo do Estado. Estima-se que serão beneficiadas,aproximadamente 26 propriedades, compreendendo uma área de 9.036 ha, com uma demanda de 19 MVA.Sistemas de GestãoGESTÃOA partir do estabelecimento do Planejamento Estratégico da Corporação, a Cemig Distribuição traduz e desdobra a visão,missão e direcionadores estratégicos da Cemig em todos os seus processos utilizando o Balanced Scorecard – BSC.O desdobramento dos objetivos, indicadores e metas é realizado em cada superintendência e gerência da CemigDistribuição, dando origem ao Painel de Contribuição e estabelecidas as iniciativas que passam a nortear as açõesdessas áreas com o propósito de materializar a estratégia.394

Para a comunicação da estratégia são realizados eventos em todo o Estado, com a apresentação do planejamentoestratégico e contratação de metas, formalizando o desempenho requerido e comprometendo gestores eempregados com os objetivos e resultados empresariais.Ainda no nível operacional, o desempenho das áreas em relação ao alcance dos objetivos é avaliado através deReuniões de Análise Crítica – RAC que objetivam verificar o cumprimento das ações estratégicas desdobradas,assegurando a contínua pertinência, adequação e eficácia em relação à melhoria contínua do sistema, bem comodos produtos, serviços e processos envolvidos.No nível estratégico são realizadas Reuniões de Análise Estratégica – RAE, que analisam o plano estratégico,acompanham o cumprimento das metas orçamentárias, avaliam o desempenho dos indicadores estratégicos, dasmacro-iniciativas e, a partir disso, realinham ações.Concluindo o ciclo do modelo de gestão, é realizada Auditoria Interna com o objetivo de avaliar a integridade,adequação e aplicabilidade de todos os recursos utilizados para realização dos processos do negócio Distribuição eComercialização, bem como a adequação das ações de rotina ao sistema de gestão adotado.No âmbito das operações diárias, praticamente 80% dos empregados da Companhia trabalham com sistema degestão certificados de acordo com a norma internacional da qualidade ISO 9001:2000, permeando os principaisprocessos do negócio.O Sistema de Gestão Ambiental certificado de acordo com a norma ISO 14001:2004, atende a mais de 130 cidadese foi incluído na certificação piloto realizada na Gerência de Relacionamento Comercial e Serviços de MontesClaros, envolvendo os sistemas de gestão da qualidade, meio ambiente e de saúde e segurança, todos comcertificação reconhecida internacionalmente.Gestão de ClientesEm abril de 2006, foi iniciado o projeto de implementação do novo Sistema de Gestão de Clientes (ProjetoEvolução). Esse projeto tem como objetivo a substituição de alguns dos principais sistemas de informação daCompanhia envolvidos no processamento do faturamento, arrecadação, atendimento, contabilização, serviços decampo, gestão de equipamentos de medição, além da emissão e impressão de notas fiscais de energia e relatórios.O projeto tem a sua conclusão prevista para 2008, com investimentos no valor de R$178 milhões.Dentre os principais objetivos desse programa estão um maior controle e segurança dos processos de faturamentoe arrecadação, com informações integradas e precisas para subsidiar o controle e a gestão de clientes.Telecomunicações e InformáticaGovernança de TIDurante o exercício de 2006 foi implementado o Programa de Governança de TI, utilizando-se de um conjunto demecanismos (estruturas, processos e relacionamentos) que visam garantir que a estratégia de TI esteja alinhadacom as estratégias e objetivos da organização.O Projeto Governança de TI possibilitará o alinhamento da tecnologia de telecomunicação e informação com osnegócios, a gerência efetiva dos riscos inerentes aos processos de TI, o aumento da qualidade dos serviços detelecomunicação e informática prestados e a otimização de custos. Além disso, atende às exigências regulatóriasimpostas à área de TI, como as oriundas da Lei Sarbanes-Oxley. As engrenagens Comportamental, Organizacionale Técnico Operacional constituem os pilares dos trabalhos de implementação.Segregação de Funções Sap R/3 e Mainframe (Sico/Proorc)Para atender às exigências da Lei Sarbanes Oxley e da Governança Corporativa TI, verificou-se a necessidade deimplementação de regras de negócio que permitam o controle dos riscos nos sistemas SAP R/3 e Mainframe daCEMIG, adequando os processos às normas de Governança Corporativa/SOX.Este projeto propiciará mapeamento das combinações de acessos críticos nos ambientes, apontamento do graude vulnerabilidade existente nos processos, a redução dos riscos e das possibilidades de fraudes, credibilidade noscontroles internos existentes, controle dos acessos críticos dos ambientes, controle das transações acessadaspelos usuários e agilidade na geração e disponibilização de informações gerenciais.395

Aplicações CorporativasFoi implantado o módulo MIC - Management of Internal Controls que é utilizado no Gerenciamento dos Sistemas eControles Internos, em atendimento a Sarbanes-Oxley Act of 2002 e o sistema de gestão do Plano de LiberaçãoEquipamento, visando auxiliar a área de engenharia durante a execução de manobras da alta tensão.Em continuidade ao projeto Geocemig, foi adquirido o software GRID, que faz a analise de imagenstridimensionais, auxiliando as áreas de engenharia nos projetos de linhas de transmissão e barragens. OGeocemig é um Sistema de Informações Georreferenciadas da Cemig que une os inúmeros bancos de dados esistemas gráficos que utilizam recursos de mapeamento, cartografia e geoprocessamento desenvolvidosseparadamente na Empresa.Foi realizada a atualização do banco de dados e a disponibilização da tecnologia GPRS (celular) para acomunicação entre os Centros de Operação e os veículos responsáveis pela execução no campo dos serviços darede secundária de energia, através de implementações realizadas no aplicativo responsável pelo Controle dosSistemas de Envio e Execução de Serviços de Campo.Projeto de Migração do Sistema de Gestão integrada – ERP - SAPEm continuidade ao projeto de migração do ERP-SAP, foram implantados módulos estratégicos que permitem:• a simulação e realização do planejamento orçamentário de despesas e receitas de forma integrada com o SAPR/3 (Business Planning and Simulation - BPS),• a automatização dos mapas de Balanced Scorecard vigentes na Cemig Geração e Transmissão (BSC)• a implantação do fluxo de caixa planejado (orçado e simulado), compromissado e realizado (Corporate FinanceManagement - CFM/LP).Plano Corporativo de Segurança da InformaçãoComo parte do Plano Corporativo de Projetos de Segurança da Informação, foram priorizados e desenvolvidosprojetos necessários para atendimento aos controles de segurança exigidos pela Lei Sarbanes Oxley, dentre osquais podemos destacar a Análise Crítica e Validação dos Direitos de Acesso aos Sistemas de Informação e oSecurity Operation Center.Dando continuidade ao programa de conscientização iniciado em 2005, foi implantado o treinamento emSegurança da Informação na modalidade de auto-instrução através da Internet.No mês de outubro foi realizado um seminário direcionado aos gerentes, superintendentes, diretores e membrosdo conselho de administração no qual foi abordado o tema Segurança da Informação e a Responsabilidade Civildos Administradores contando com a participação de especialistas em Direito Eletrônico.PROPOSTA DE DESTINAÇÃO DO LUCROO Conselho de Administração irá propor à Assembléia Geral Ordinária - AGO a realizar-se em abril de 2007 que, aolucro líquido do exercício, no montante de R$770 milhões, seja dada a seguinte destinação:• R$731 milhões (95% do lucro líquido) para pagamento de dividendos, sendo o montante de R$182milhões na forma de juros sobre o capital próprio e R$549 milhões na forma de dividendos complementares.• R$39 milhões (5% do lucro líquido) para a constituição de Reserva Legal.RELACIONAMENTO COM OS AUDITORES INDEPENDENTESTemos como princípio não contratar serviços de consultoria dos auditores externos que possam interferir naindependência dos trabalhos de auditoria.Em 2006, os auditores independentes da Cemig Distribuição não prestaram nenhum tipo de serviço de consultoria.396

RESPONSABILIDADE SOCIALValor AdicionadoA Demonstração do Valor Adicionado - DVA evidencia aimportância da Companhia para a sociedade, com R$6.600milhões de valor adicionado.A distribuição do valor adicionado da Cemig Distribuição entreos diversos segmentos, pode ser observada no gráfico,devendo ser destacada a parte retida pelo Governo do totaldistribuído em 2006, correspondente a 62%.Recursos HumanosPara que os processos, políticas e práticas de RH fossem mais aderentes ao Planejamento Estratégico daCompanhia, foi desenvolvido o projeto de Alinhamento do Capital Humano, modelo desenvolvido a partir da visãoe missão da Empresa, cujo elemento central é a Gestão do Desempenho.Com a implementação do modelo de Gestão do Desempenho e uma atuação mais estratégica da área de RecursosHumanos, foi possível vincular, definitivamente, a estratégia empresarial aos diversos processos de gestão depessoas, servindo de base para diversas iniciativas e mudanças na área de Recursos Humanos, tais como:movimentações com base no desempenho, concurso externo, programa Trainee, mobilidade interna, diversosprogramas de capacitação e desenvolvimento e gestão do clima organizacional, dentre outros.Gestão de DesempenhoEste processo alimenta e integra os demais processos de Gestão de Pessoas. O modelo adotado contempla otratamento de competências e resultados, fornecendo subsídios para tomada de decisões críticas relacionadas àgestão de pessoas. Busca-se promover a gestão estratégica das competências, a valorização dos empregados eseu comprometimento com os resultados da Organização, viabilizando soluções que criem valor para os negócios.Em 2005, já haviam sido definidos e mapeados dois tipos de competências estratégicas – as essenciais e as deliderança. No primeiro semestre de 2006, foi definido o terceiro e último tipo de competências estratégicas, ascompetências técnicas, que são as vinculadas às atividades da organização e diretamente relacionadas com acadeia de valor do negócio.Capacitação e DesenvolvimentoA Cemig Distribuição, objetivando ter e manter um quadro de pessoal com desenvolvimento compatível com asnecessidades da Corporação e de acordo com as exigências do mercado, propiciou aos seus empregados, dediferentes níveis hierárquicos, a participação em diversos cursos, seminários, congressos, feiras e outrasmodalidades e práticas.Em 2006 foi lançado o Cemig Liderança em Gestão – CELIG, programa centrado no desenvolvimento decompetências visando à preparação de profissionais para liderar as transformações da Companhia hoje e nofuturo. Também em parceria com instituições especializadas em desenvolvimento gerencial, foi dada continuidadeao Programa de Gestão Avançada – APG, um programa de treinamento exclusivamente focado em gestão. Essesprogramas são dirigidos a pessoas-chaves da Companhia e durante o ano de 2006 vários gerentes esuperintendentes participaram do treinamento.Dando continuidade ao objetivo empresarial de ter e manter um quadro de pessoal com desenvolvimentocompatível com as suas necessidades e em constante formação, aperfeiçoamento e especialização, a CemigDistribuição proporcionou aos seus empregados, treinamentos técnicos na Escola de Formação eAperfeiçoamento Profissional da Cemig – EFAP.397

Também com vistas a atender às necessidades da Companhia decorrentes do surgimento de novas tecnologias,equipamentos e métodos de trabalho, foram implementadas várias ações de treinamento e desenvolvimento, taiscomo treinamentos de informática, administrativos, treinamentos externos, além de cursos de pós-graduação, deidiomas, dentre outros, com 13.507 participações de empregados da Companhia em 2006.Gestão do Clima OrganizacionalDando continuidade à Pesquisa de Clima Organizacional feita em 2005, o primeiro semestre de 2006 foi dedicadoao planejamento de ações de melhoria, com a elaboração do Plano de Ação Corporativo e dos planos de ação dassuperintendências e gerências.A grande vitória no ano de 2006, em Gestão do Clima Organizacional, foi a classificação da Cemig entre as 150melhores empresas para trabalhar no Brasil, segundo o Guia Exame – Você S.A. A pesquisa levou em conta fatorescomo o índice de felicidade no trabalho, a qualidade do ambiente de trabalho, a opinião dos empregados sobre aCompanhia e o que é oferecido em termos de remuneração, carreira profissional, saúde, responsabilidade social,dentre outros.Saúde, Bem-estar e Segurança do Trabalho,Numa iniciativa inovadora a Cemig reestruturou completamente o seu SESMT - Serviços Especializados emEngenharia de Segurança e Medicina do Trabalho promovendo, principalmente, a inclusão de assistentes sociais epsicólogos dentre os profissionais envolvidos, o redimensionamento, a reciclagem e a integração dos profissionais,para efetivar sua atuação nas questões relativas à saúde, segurança do trabalho e bem-estar para empregadospróprios, de empresas contratadas e também a segurança da população.A Cemig Distribuição também realizou ações relativas à revisão das cláusulas de segurança no trabalho e inclusãode cláusulas de Serviço Social e Medicina do Trabalho nos contratos, promoveu diversos treinamentos desegurança em 2006 para pessoal próprio, efetivou parcerias para inclusão de contratadas nessas reciclagens,obteve a certificação de diversas usinas em OHSAS 18001, realizou melhorias no Programa de Qualidade de Vida –Energia Vital, implantou o Programa de Inclusão de Deficientes, promoveu campanhas de vacinação e doação desangue, além de seminários de preparação para aposentadoria. Iniciativas que dentre outras, nortearam aatuação visando à melhoria de desempenho dos indicadores de saúde, segurança e bem-estar da Companhia.Através da coordenação e participação em eventos regionais e nacionais tais como 1º Rodeio de Eletricistas,Seminário Nacional de Segurança no Setor Elétrico, Semana Nacional de Segurança com Energia Elétrica, aCompanhia reafirma mais uma vez seu compromisso com a segurança, saúde e bem-estar dos trabalhadores esegurança da população.CulturaEm 2006 a Cemig Distribuição investiu cerca de R$13 milhões em cultura e ações sociais, beneficiandodiretamente a população de mais de 200 municípios, em Minas Gerais. A maioria dos projetos possui continuidadeou se caracteriza pela manutenção de espaços de formação cultural permanente, o que reforça a idéia desustentabilidade, fator decisivo na construção da identidade e dignidade do cidadão.Meio ambienteO comprometimento com o meio ambiente e com a qualidade de vida da sociedade é uma das condições básicasdos princípios que regem a atuação da Cemig Distribuição. Através de seus estudos e ações, busca imprimir emseus empregados e parceiros a conscientização para a questão ambiental. Essa forma de agir, prevista na PolíticaAmbiental da Cemig Distribuição e presente em todas as suas atividades que realiza, valoriza os empregados, aEmpresa e garante o desenvolvimento sustentável da sociedade.Durante o ano de 2006, a Cemig Distribuição investiu aproximadamente R$5.808 milhões em projetos deadequação ambiental de instalações e equipamentos, bem como, na implantação de novos empreendimentos.A Cemig Distribuição gastou R$3 milhões em despesas de operação e manutenção como: destinação final deresíduos, auditorias, plantio de mata ciliar, produção de alevinos, implantação das políticas de poda de árvores eóleo, programas de educação ambiental, manutenção das unidades de conservação, treinamento e outras.398

MateriaisOs cuidados referentes aos materiais da empresa prosseguiram em 2006. Merece destaque a reciclagem delâmpadas fluorescentes e de iluminação pública em toda a área de concessão da empresa, totalizando 305 millâmpadas. Além disso, foram regenerados aproximadamente 946 mil litros de óleo isolante dos transformadorescolocados fora de operação.Cemig Verde MinasO Projeto Cemig Verde Minas foi elaborado para ser uma ferramenta de planejamento, monitoramento e controledas estruturas da Empresa e sua convivência com o meio ambiente, permitindo definir a inter-relação das áreasprotegidas com o Sistema Elétrico da Empresa. Pretende identificar todas as áreas protegidas criadas eadministradas pelos governos federal, estadual e municipais (parques, florestas, estações ecológicas, APA, RPPN,aldeias indígenas, etc) através da construção de um banco de dados, formado por mapas geo-referenciados eelaborados a partir de leis, decretos, portarias e respectivos memoriais descritivos. Este banco de dados deveráser continuamente atualizado e revisto considerando que as áreas podem ser criadas ou canceladas, ampliadas oureduzidas.Destaca-se que, o Projeto inova a forma de executar o planejamento, considerando previamente as restriçõesambientais para futura tomada de decisões.Arborização UrbanaDentro das diretrizes da Cemig Distribuição para diminuir as interrupções do fornecimento de energia elétricacausadas por árvores nas redes de distribuição urbana, foram treinados e capacitados, em técnicas de poda deárvores urbanas e arborização urbana, cerca de 350 profissionais próprios, de outras empresas controladas pelaCEMIG e de prefeituras.Em continuidade ao projeto em parceria com a Prefeitura Municipal de Belo Horizonte, a Universidade Federal deViçosa e a Universidade Federal do Paraná, foram desenvolvidas metodologias de avaliação de árvores em risco dequeda visando à substituição preventiva dessas árvores e evitando danos às pessoas, veículos e à rede elétrica.Em 2006, a Cemig Distribuição produziu 25.000 mudas e 300 kg de sementes para a arborização urbana. Todo omaterial é fornecido a prefeituras e empresas correlatas, gratuitamente.Reconhecimentos – PrêmiosCarta Capital/TNS Interscience - “Empresa mais admirada no Brasil”A CEMIG foi eleita, pela Carta Capital/TNS Interscience, dentre 23 empresas geradoras e comercializadoras deenergia elétrica, a "empresa mais admirada no Brasil" em 2006 no segmento "Fornecedores de Energia". Osentrevistados avaliaram as participantes do setor a que pertencem segundo 11 quesitos: "competir globalmente","compromisso com o País", "compromisso com RH", "ética", "inovação", "notoriedade", "qualidade de gestão","qualidade de produtos e serviços", "respeito pelo consumidor", "responsabilidade social" e "solidez financeira".Dow JonesA CEMIG foi incluída, pela sétima vez consecutiva, no grupo de companhias listadas pelo Dow Jones SustainabilityWorld Index – DJSI e destacou-se em todas as dimensões: social, ambiental e econômica. O Dow Jones tornou-seum dos indicadores mais confiáveis para investidores do mundo inteiro e leva em consideração não apenas odesempenho financeiro das empresas, mas, principalmente, os aspectos da sua política de responsabilidade social- preservação do meio ambiente, investimentos socioculturais e integração com a comunidade.Guia Exame - Você S/A 2006 – “Lista das 150 Melhores Empresas para Trabalhar”A Cemig Distribuição,em conjunto com a CEMIG e com a Cemig Geração e Transmissão S. A, foi incluída na lista das150 melhores empresas do País para trabalhar, segundo o Guia Exame - Você S/A 2006. Na disputa com mais de500 empresas brasileiras, esta é a primeira vez que a Empresa conquista esse resultado. O Guia apontou, dentreoutras vantagens, a política salarial agressiva e a estabilidade no emprego.399

CONSIDERAÇÕES FINAISA Administração da Cemig Distribuição é grata ao governador do Estado, Aécio Neves da Cunha, pela confiança eapoio constantemente manifestados durante o ano. Estende também os agradecimentos às demais autoridadesfederais, estaduais e municipais, às comunidades servidas pela Cemig Distribuição, aos acionistas e demaisinvestidores e, em especial, à dedicação de seu qualificado corpo de empregados.400

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A CEMIG DISTRIBUIÇÃO EM NÚMEROSDescrições 2005 2006AtendimentoNúmero de consumidores (em milhares) 6.010 6.240Número de empregados 7.833 8.064Número de consumidores por empregado 767 774Número de localidades atendidas 5.415 5.415Número de municípios atendidos 774 774MercadoÁrea de concessão (Km2) 567.740 569.656Consumo residencial médio (KWh/ano) 1.337 1.313Tarifas médias de fornecimento – incluindo ICMS (R$/MWh)Residencial 474,20 496,62Comercial 410,76 436,25Industrial 268,52 293,86Rural 248,84 265,36DEC (horas) 12,21 13,03FEC (número de interrupções) 6,78 6,43Privação de fornecimento por consumidor – minutos/mês 61 65OperacionaisNúmero de Subestações 354 355Linhas de Subtransmissão (Km) 16.040 16.376Linhas de Distribuição (Km)Urbana 84.585 85.480Rural 294.815 308.689FinanceirosReceita operacional – R$ milhões 9.275 9.283Receita operacional líquida - R$ milhões 6.397 6.314Margem operacional - % 18,32 14,35LAJIDA ou EBITDA - R$ milhões 1.536 1.273Lucro líquido - R$ milhões 990 770Lucro líquido por lote de 1000 ações R$ 437,72 340,22Patrimônio líquido - R$ milhões 2.312 2.350Valor patrimonial por lote de mil ações 1.022 1.039Rentabilidade do patrimônio líquido - % 43,77 33,29Endividamento do patrimônio líquido - % 300,41 302,02Liquidez Corrente 1,10 1,08Liquidez Geral 0,87 0,80402

COMPOSIÇÃO DOS CONSELHOS E DA DIRETORIACONSELHO ADMINISTRAÇÃOMembros EfetivosWilson Nélio BrumerDjalma Bastos de MoraisAécio Ferreira da CunhaAlexandre Heringer LisboaAntônio Adriano SilvaFrancelino Pereira dos SantosMaria Estela Kubitschek LopesNilo Barroso NetoWilton de Medeiros DaherCarlos Augusto Leite BrandãoAndréa Paula Fernandes PansaEvandro Veiga Negrão de LimaJosé Augusto Pimentel PessoaHaroldo Guimarães BrasilMembros SuplentesFernando Lage de MeloLuiz Antônio Athayde VasconcelosEduardo Lery VieiraFranklin Moreira GonçalvesLauro Sérgio Vasconcelos DavidMarco Antônio Rodrigues da CunhaLuiz Henrique de Castro CarvalhoGuilherme Horta Gonçalves JúniorLuiz Aníbal de Lima FernandesEduardo Leite HoffmannMaria Amália Delfim de MeloAndréa Leandro SilvaEduardo Castilho Vasconcellos CostaAntônio Renato do NascimentoCONSELHO FISCALMembros EfetivosMembros SuplentesAristóteles Luiz Menezes Vasconcellos Drummond Marcus Eolo de Lamounier BicalhoLuiz Guaritá NetoRonald Gastão Andrade ReisLuiz Otávio Nunes WestAugusto Cesar Calazans LopesAri Barcelos da SilvaCarlos Volpe de PaivaThales de Souza Ramos FilhoAliomar Silva LimaDIRETORIA EXECUTIVANomeDjalma Bastos de MoraisDjalma Bastos de Morais (cumulativamente)José Carlos de MattosFernando Henrique Schüffner NetoLuiz Fernando RollaJosé Maria de MacedoMarco Antonio Rodrigues da CunhaCargoDiretor-PresidenteDiretor Vice-PresidenteDiretor de Planejamento, Projetos e ConstruçõesDiretorDiretor de Finanças, Participações e de Relações comInvestidoresDiretor de Distribuição e ComercializaçãoDiretor de Gestão EmpresarialRELAÇÕES COM INVESTIDORESSuperintendência de Relações com InvestidoresTelefones: (31) 3299-3930 - 3299-4015Fax: (31) 3299-3934 - 31 3299-3933Endereço eletrônicoSite: www.cemig.com.br , http://.ri.cemig.com.brE-Mail: ri@cemig.com.br403

11.01 - NOTAS EXPLICATIVAS1) – CONTEXTO OPERACIONALNOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRASPARA OS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2006 E 2005(Em milhares de reais, exceto se indicado de outra forma)A Cemig Distribuição S.A. (“Companhia” ou “Cemig Distribuição”) é uma sociedade anônima de capital aberto,subsidiária integral da Companhia Energética de Minas Gerais – CEMIG (“CEMIG”), constituída em 8 de setembrode 2004 e com início das suas operações a partir de 1º de janeiro de 2005, como resultado do processo dedesmembramento das atividades da CEMIG.Os contratos de concessão para distribuição de energia elétrica da CEMIG, assinados em 1997, determinavam areestruturação das suas operações através do desmembramento de suas atividades de geração, transmissão edistribuição em subsidiárias integrais (“desverticalização”).Adicionalmente, a Medida Provisória nº 144, de 11 de dezembro de 2003, posteriormente convertida na LeiFederal nº 10.848, de 15 de março de 2004, de reestruturação do modelo do setor elétrico brasileiro, determinou aseparação em empresas distintas das atividades de geração e transmissão da atividade de distribuição de energiaelétrica.Desta forma, as redes e linhas de distribuição e outros ativos e passivos relacionados às atividades de distribuiçãode energia elétrica da CEMIG foram transferidos, a partir de 1º de janeiro de 2005, para a Cemig Distribuição.A Cemig Distribuição tem como área de concessão 567.740 Km2 (não auditado), aproximadamente 97,00% doEstado de Minas Gerais, atendendo a 6.240.048 mil consumidores (não auditado) em 31 de dezembro de 2006.A Companhia teve a sua abertura de capital autorizada pela Comissão de Valores Mobiliários “CVM” em 25 desetembro de 2006, devendo ser ressaltado que as suas ações não são negociadas em bolsa de valores.404

Segue tabela com a segregação dos ativos e passivos da CEMIG que foram aportados na Cemig Distribuição em1º de janeiro de 2005:R$ATIVOCIRCULANTEDisponibilidades 17.301Consumidores e Revendedores 1.127.064Recomposição Tarifária Extraordinária e Parcela “A” 327.268Despesas Antecipadas – CVA 463.508Tributos Compensáveis 9.641Estoques 11.901Outros Créditos 61.180TOTAL DO CIRCULANTE 2.017.863NÃO CIRCULANTERealizável a Longo PrazoDespesas Antecipadas – CVA 85.786Ativo Regulatório - PIS-PASEP/COFINS 361.082Tributos Compensáveis 102.326Recomposição Tarifária Extraordinária e Parcela “A” 1.032.601Reajuste Tarifário Diferido 437.759Consumidores e Revendedores 78.022Créditos Tributários 10.621Outros Créditos 40.875Total do Realizável a Longo Prazo 2.149.072Investimentos 419Imobilizado 4.557.550Obrigações Especiais (1.813.035)Diferido 499TOTAL DO NÃO CIRCULANTE 4.894.505ATIVO TOTAL 6.912.368PASSIVOCIRCULANTEFornecedores 397.808Impostos, Taxas e Contribuições 174.037Encargos Regulatórios 34.347Salários e Encargos Sociais 89.412Juros sobre Capital Próprio e Dividendos 325.918Empréstimos e Financiamentos 490.487Obrigações Pós-Emprego 144.710Outras Obrigações 102.101TOTAL DO CIRCULANTE 1.758.820NÃO CIRCULANTEImpostos, Taxas e Contribuições 351.908Fornecedores 245.873Empréstimos e Financiamentos 1.233.130Obrigações Pós-Emprego 980.642Outras Obrigações 79.997TOTAL DO NÃO CIRCULANTE 2.891.550PATRIMÔNIO LÍQUIDO 2.261.998TOTAL DO PASSIVO 6.912.368405

2) – APRESENTAÇÃO DAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS2.1) Apresentação das Demonstrações FinanceirasForam elaboradas e preparadas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, compreendendo: a Leidas Sociedades por Ações; normas da CVM; e normas da legislação específica aplicáveis às concessionárias deenergia elétrica, emanadas da Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL.A Companhia já havia adotado, de forma antecipada, em 31 de dezembro de 2005, os principais procedimentoscontábeis constantes da Deliberação CVM nº 488 (Normas e Procedimentos de Contabilidade – Apresentação eDivulgações) e Deliberação CVM nº 489 (Provisões, Passivos, Contingências Passivas e Contingências Ativas),ambas de 03 de outubro de 2005.As principais alterações resultantes da aplicação dessas Deliberações na Companhia foram as seguintes:• Apresentação do grupo “Não circulante” no ativo e no passivo;• Apresentação da conta “Intangível”, classificada no grupo “Não circulante”.A Companhia adotou, de forma antecipada, nestas demonstrações financeiras, os novos procedimentos dedivulgação constantes das deliberações CVM nºs 505 (“Eventos Subseqüentes a Data do Balanço Patrimonial) e506 (“Práticas Contábeis, Mudanças nas Estimativas Contábeis e Correção de Erros”).Adicionalmente, a Cemig Distribuição está apresentando nos Anexos I e II, as demonstrações do fluxo de caixa edo valor adicionado, respectivamente.Reclassificação de Saldos ContábeisPara melhor comparabilidade e análise da demonstração do resultado consolidado, a Companhia reclassificoudeterminadas transações referentes ao exercício de 2005, como segue:Conta OriginalConta de ReclassificaçãoCustos Operacionais – Custo de operaçãoDespesa FinanceiraProvisão para Perdas na Recuperaçãodos valores da RTE 82.285 Provisão para Perdas na Recuperaçãodos valores da RTE (82.285)A provisão para Perdas na Recuperação dos valores de RTE foi reclassificada para o resultado financeiro por setratar basicamente da atualização financeira da provisão originalmente constituída, tendo em vista que o ativo quedeu origem a provisão também é atualizado monetariamente, com o registro da receita financeira.2.2) Autorização para conclusão das Demonstrações FinanceirasEm 14 de fevereiro de 2007 a Diretoria Executiva da Companhia autorizou a conclusão das DemonstraçõesFinanceiras referentes ao exercício findo em 31 de dezembro de 2006 e o conseqüente envio ao Conselho deAdministração para aprovação.2.3) Principais Práticas Contábeis(a) Prática Contábil Específica do Setor ElétricoDespesas de Administração - São apropriadas mensalmente ao custo do imobilizado em curso, mediante rateio de8% dos gastos diretos de pessoal e serviços de terceiros na proporção dos investimentos realizados.(b) Práticas Contábeis GeraisDisponibilidades - Estão demonstradas ao custo. Os rendimentos auferidos até a data do balanço estãoclassificados como Outros Créditos, no Ativo Circulante, a valores não superiores aos de realização.406

Consumidores e Revendedores - O fornecimento de energia elétrica faturado e não faturado na data do balanço écontabilizado em regime de competência.Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa - É constituída em montante considerado suficiente para cobrireventuais perdas com consumidores e revendedores. Os critérios de constituição da provisão estão descritos nanota explicativa nº 5.Estoques – São avaliados ao custo médio de aquisição, sendo que os materiais em estoque são classificados noAtivo Circulante e os materiais destinados a obras são classificados no ativo imobilizado, não sendo depreciados.Custos não controláveis – CVA - As diferenças entre os somatórios dos custos não controláveis (tambémdenominados “Parcela A”) utilizados como referência no cálculo do reajuste tarifário da Cemig Distribuição e osdesembolsos efetivamente realizados são compensadas nos reajustes tarifários futuros, sendo registradas noAtivo ou Passivo (quando o valor efetivamente pago foi inferior ao utilizado para cálculo da tarifa). Após a inclusãodas diferenças no reajuste tarifário, as despesas são transferidas mensalmente para o resultado na proporção dorecebimento dos valores através das contas de energia.Imobilizado - Os bens do Ativo Imobilizado são avaliados pelo custo incorrido na data de sua aquisição ouformação.Depreciação e Amortização - São calculadas sobre o saldo das Imobilizações em Serviço, pelo método linear,mediante aplicação das taxas determinadas pela ANEEL, as quais refletem a vida útil estimada dos bens.Capitalização de Encargos de Empréstimos e Financiamentos - Os juros e demais encargos financeiros incorridosrelativos a financiamentos obtidos de terceiros, vinculados às Obras em Andamento, são apropriados àsImobilizações em Curso, durante o período de construção.Obrigações Especiais - São avaliadas pelo valor recebido de clientes. As obrigações especiais não são depreciadasou amortizadas, sendo apresentadas nos Balanços Patrimoniais como redutoras do Ativo Imobilizado.Demais Ativos e Passivos - Os sujeitos à variação monetária por força de legislação ou cláusulas contratuais, eaqueles denominados em moeda estrangeira, são corrigidos com base nos índices previstos nos respectivosdispositivos, e variação cambial, respectivamente, de forma a refletir os valores atualizados na data dos balanços.Os demais são apresentados pelos valores incorridos na data de formação, sendo os ativos reduzidos de provisãopara perdas, quando aplicável.Obrigações Pós-Emprego - Os custos relacionados à suplementação de aposentadoria e os outros benefíciospós-emprego são reconhecidos como obrigações e registrados com base em cálculos atuariais, utilizando oMétodo de Crédito Unitário Projetado para determinação do valor presente das obrigações.Imposto de Renda e Contribuição Social - São provisionados ou constituídos créditos sobre prejuízos fiscais eadições temporárias, sendo seu efeito lançado no resultado do exercício, observando-se as perspectivas de suarealização.Resultado - É apurado pelo regime contábil de competência de exercício.Lucro Líquido por Lote de Mil Ações - É calculado com base no número de ações na data dos balanços.Uso de estimativas - A preparação de demonstrações financeiras requer que a Administração se utilize deestimativas para o registro de certas transações, que afetam os ativos e passivos, receitas e despesas daCompanhia, bem como a divulgação de informações sobre dados das suas demonstrações financeiras. Osresultados finais dessas transações e informações, quando de sua efetiva realização em períodos subseqüentes,podem diferir dessas estimativas. As principais estimativas relacionadas às demonstrações financeiras referem-seao registro dos efeitos decorrentes do Programa de Racionamento, do Acordo Geral do Setor Elétrico, MercadoAtacadista de Energia Elétrica – MAE, sucedido em 2004 pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica(“CCEE”), Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa, Despesas Antecipadas – CVA, Créditos Tributários,Obrigações Pós-Emprego, Provisão Para Contingências e Fornecimento não Faturado de Energia Elétrica.407

3) – DAS CONCESSÕESA Cemig Distribuição detém junto à ANEEL, as seguintes concessões:Data da ConcessãoData deEstado de Minas Gerais ou Autorização VencimentoNorte 04/1997 02/2016Sul 04/1997 02/2016Leste 04/1997 02/2016Oeste 04/1997 02/2016A Companhia não possui obrigações de pagamentos compensatórios pela exploração das concessões dedistribuição, sendo necessário o atendimento às exigências de qualidade e investimentos previstas nos contratosde concessão, os quais foram atendidos.4) – DISPONIBILIDADES31/12/2006 31/12/2005Contas Bancárias 70.578 27.954Aplicações Financeiras - Certificados de Depósito Bancário 143.525 505.307214.103 533.261As aplicações financeiras da Cemig Distribuição têm sua remuneração baseada, substancialmente, na variação doCDI – “Certificado de Depósito Interfinanceiro”, com prazo de resgate inferior a 90 dias.5) – CONSUMIDORES E REVENDEDORESSaldos Vencidos Vencidoshá TotalClassedeConsumidor aVencer até90dias maisde90dias 31/12/2006 31/12/2005Residencial 387.370 147.796 61.695 596.861 471.079Industrial 143.741 46.132 208.234 398.107 336.140Comércio, Serviços e Outras 189.874 51.168 44.181 285.223 234.177Rural 57.462 16.060 12.261 85.783 68.680Poder Público 28.328 7.014 4.008 39.350 42.385Iluminação Pública 82.474 7.420 6.479 96.373 75.070Serviço Público 72.090 2.457 1.769 76.316 42.385Subtotal – Consumidores 961.339 278.047 338.627 1.578.013 1.269.916Suprimento a Outras Concessionárias 20.150 - - 20.150 14.477Provisão para Créditos deLiquidação Duvidosa - - (189.664) (189.664) (95.728)981.489 278.047 148.963 1.408.499 1.188.665Encontra-se registrado no Ativo Realizável a Longo Prazo valores a receber, no montante de R$50.357 (R$64.190em 31 de dezembro de 2005), referentes a renegociações de débitos com a Companhia de Saneamento de MinasGerais – COPASA, a serem quitados até setembro de 2012 e Prefeitura de Belo Horizonte – PBH, a serem quitadosaté março de 2010.A composição da Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa, por classe de consumidor, é como segue:31/12/2006 31/12/2005Residencial 72.771 46.079Industrial 62.823 16.459Comércio, Serviços e Outras 38.204 22.683Rural 7.617 3.734Poder Público 2.450 1.858Iluminação Pública 4.008 3.187Serviço Público 1.791 1.728189.664 95.728408

A movimentação da Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa no exercício de 2006 é como segue:Saldo em 31 de dezembro de 2005 95.728Baixas de Contas a Receber (10.676)Constituição de provisão 104.612Saldo em 31 de dezembro de 2006 189.6646) – ATIVOS E PASSIVOS REGULATÓRIOSO Acordo Geral do Setor Elétrico, assinado em 2001, e a nova regulamentação do setor de energia elétricaimplicaram na constituição de diversos ativos e passivos regulatórios, bem como no diferimento dos impostosfederais incidentes sobre estes ativos e passivos (são quitados à medida que os ativos e passivos são recebidose/ou pagos), conforme demonstrado a seguir:31/12/2006 31/12/2005AtivosRecomposição Tarifária Extraordinária e Parcela “A” – Nota nº 7 1.178.783 1.273.105Reajuste Tarifário Diferido – Nota nº 11 918.719 1.175.439PIS-PASEP/COFINS – Nota nº 12 298.510 413.790Despesas Antecipadas – CVA – Nota nº 8 591.254 585.8702.987.266 3.448.204PassivosFornecedores – Repasse aos Geradores pela Comprade Energia Livre - Nota nº 14 (327.618) (362.000)Passivos Regulatórios – CVA - Nota nº 8 (448.050) (239.703)(775.668) (601.703)Impostos, Taxas e Contribuições - Obrigações Diferidas – Nota nº 15 (636.794) (843.364)(1.412.462) (1.445.067)1.574.804 2.003.1377) - RECOMPOSIÇÃO TARIFÁRIA EXTRAORDINÁRIA E PARCELA “A” – (“RTE”)a) Recomposição Tarifária ExtraordináriaA Resolução nº 91 da Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica –GCE, de 21 de dezembro de 2001 e a Lei nº10.438, de 26 de abril de 2002, estabeleceram os procedimentos para implementação da RTE, com entrada emvigor a partir de 27 de dezembro de 2001. Os reajustes tarifários foram definidos através da Resolução nº 130 daGCE, em 30 de abril de 2002, conforme segue:• Reajuste de 2,90% para os consumidores das classes residencial (excluindo os consumidores de baixa renda),rural, iluminação pública e consumidores industriais de alta tensão em que o custo de energia elétricarepresente 18,00% ou mais do custo médio de produção e que atendam a determinados requisitosrelacionados com fator de carga e demanda de energia, especificados na Resolução.• Reajuste de 7,90% para os demais consumidores.A RTE está sendo utilizada para compensação dos itens a seguir:• Perdas com faturamento no período de 1º de junho de 2001 a 28 de fevereiro de 2002, correspondendo àdiferença entre a receita estimada da Companhia, caso não houvesse sido implementado o Programa deRacionamento, e a receita verificada sob a vigência do mesmo, conforme fórmula divulgada pela ANEEL. Nãoforam incluídas na apuração deste valor as eventuais perdas com inadimplência de consumidores, as quais nãose espera serem relevantes, e o ICMS.• Repasse a ser efetuado às geradoras que compraram energia no MAE, sucedido em 2004 pela Câmara deComercialização de Energia Elétrica (“CCEE”), no período de 1º de junho de 2001 a 28 de fevereiro de 2002,com preço excedente ao valor de R$49,26/MWh (“energia livre”). Como a Companhia é apenas umarepassadora às geradoras dos valores recebidos, foram incluídos neste saldo os tributos e outros encargosregulatórios incidentes sobre a receita. Quando do repasse às geradoras, são deduzidos os impostos eencargos regulatórios mencionados.409

A recuperação dos créditos através da RTE, conforme Resolução Normativa nº 45, de 3 de março de 2004, éefetuada na proporção de 64,29% e 35,71% para os créditos referentes às perdas com faturamento e energialivre, respectivamente.Os créditos da RTE referentes a perdas com o racionamento estão sendo atualizados pela variação da SELIC até omês efetivo da sua compensação.Os créditos de RTE referentes a energia livre são atualizados pela SELIC e adicionados de 1,00% de juros ao anopara os valores a serem repassados para os geradores que obtiveram empréstimos do BNDES.O ICMS incidente sobre o saldo da RTE, correspondente às receitas a serem faturadas, o qual é estimado emR$136.599 em 31 de dezembro de 2006 (R$180.805 em 31 de dezembro de 2005), somente é devido por ocasiãoda emissão da respectiva fatura de energia elétrica aos consumidores. A Companhia, neste sentido, atua comomera repassadora do referido tributo entre os consumidores e a Receita Estadual e, portanto, não efetuou oregistro antecipado da referida obrigação e dos valores de ICMS a serem cobrados em conta de energia.Provisão para perdasConforme Resolução Normativa nº 1 da ANEEL, de 12 de janeiro de 2004, a RTE da Companhia teve seu prazo devigência alterado de 82 para 74 meses, passando a vigorar no período de janeiro de 2002 a fevereiro de 2008.A Companhia elaborou estudo para verificar se o prazo estipulado de 74 meses seria suficiente para recuperaçãodos valores homologados pela ANEEL.Na elaboração deste estudo foram consideradas determinadas premissas, sendo as mais relevantes àquelasreferentes às projeções de reajustes tarifários, taxas de inflação, SELIC e crescimento do mercado de energia.Com base no estudo, foi estimada em R$90.044 a provisão para perdas na realização dos valores da RTE em 31 dedezembro de 2006 (R$82.285 em 31 de dezembro de 2005), registrada como redutora do ativo respectivo e comcontrapartida no resultado financeiro.b) Parcela “A”Os itens da Parcela “A” são definidos como sendo o somatório das diferenças, positivas ou negativas, no período de1º de janeiro a 25 de outubro de 2001, entre os valores dos custos não gerenciáveis apresentados na base decálculo para a determinação do último reajuste tarifário anual e os desembolsos efetivamente ocorridos noperíodo.Através da Resolução Normativa nº 1, de 12 de janeiro de 2004, a ANEEL definiu que os valores das variações nositens não gerenciáveis da Parcela “A” deixariam de ser incluídos no prazo limite de vigência da RTE, sendo que suarecuperação será iniciada imediatamente após o final da vigência da RTE, utilizando os mesmos mecanismos derecuperação, ou seja, o reajuste aplicado nas tarifas para compensação dos valores da RTE continuará em vigorpara compensação dos itens da Parcela “A”.Os créditos da Parcela “A” são atualizados pela variação da SELIC até o mês efetivo da sua compensação, nãohavendo limite de tempo para sua realização.c) Composição dos saldos da RTE e Parcela “A”31/12/2006 31/12/2005AtualizaçãoPrincipal pelaSELIC Total TotalRecomposição das perdas com faturamento (1) 713.391 563.189 1.276.580 1.226.256Valores arrecadados (546.262) (431.249) (977.511) (787.481)167.129 131.940 299.069 438.775Reembolso dos gastos com energia livre dos geradores (2) 442.717 277.636 720.353 651.313Valores arrecadados (235.375) (147.608) (382.983) (284.583)207.342 130.028 337.370 366.730( - ) Provisão para Perdas na Realização dos itens da RTE (50.319) (39.725) (90.044) (82.285)Total da RTE 324.152 222.243 546.395 723.220Compensação dos itens da Parcela “A” (3) 245.299 387.089 632.388 549.885Total da RTE e da Parcela “A” 569.451 609.332 1.178.783 1.273.105Ativo Circulante 300.555 271.800Realizável a Longo Prazo 878.228 1.001.305410

Os valores da RTE a serem repassados aos geradores referentes à energia livre, registrados no Passivo, na contade Fornecedores, são como segue:31/12/2006 31/12/2005AtualizaçãoPrincipal pelaSELIC Total TotalValores a serem repassados aos geradores (2) 419.229 263.504 682.733 619.307( - ) Repasses realizados (218.057) (137.058) (355.115) (257.307)201.172 126.446 327.618 362.000Passivo Circulante 107.578 97.877Passivo Não Circulante 220.040 264.123(1) Valores homologados através das Resoluções ANEEL nºs 480 e 481 de 2002 e 001 de 2004.(2) Valores homologados através das Resoluções ANEEL nºs 001 e 045 de 2004.(3) Valores homologados através das Resoluções ANEEL nºs 482 de 2002 e 001 de 2004.8) – DESPESAS ANTECIPADAS – CVAO saldo da Conta de Compensação de Variação de Itens da Parcela “A” – CVA refere-se às variações positivas enegativas entre a estimativa de custos não gerenciáveis da Companhia utilizados para definição do reajustetarifário, e os pagamentos efetivamente ocorridos. As variações apuradas são compensadas nos reajustestarifários subseqüentes.Saldoem Valores Amortização Atualização Saldoem31/12/2005 Diferidos(1) (2) Monetária(3) 31/12/2006Energia Comprada para Revenda 157.606 29.036 (102.050) 15.513 100.105Quota para a Conta de Consumo de Combustível – CCC (40.360) 20.456 11.726 (1.782) (9.960)Encargo de Serviço do Sistema – ESS 89.191 (1.106) (52.104) 8.250 44.231Tarifa de transporte de energia elétrica de Itaipu 12.337 (1.447) (8.161) 1.354 4.083Tarifa de uso das instalações de transmissãointegrantes da rede básica 96.637 (113.693) 1.215 (5.266) (21.107)Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos 16.974 - (11.581) 1.192 6.585Quota de Recolhimento à Conta deDesenvolvimento Energético – CDE 10.019 7.296 (10.443) 1.334 8.206Programa de Incentivo às Fontes Alternativasde Energia Elétrica – PROINFA 3.763 15.469 (9.688) 1.517 11.061346.167 (43.989) (181.086) 22.112 143.20431/12/2006 31/12/2005Ativo Circulante 433.642 539.321Ativo Realizável Longo Prazo 157.612 46.549Passivo Circulante (328.143) (208.195)Passivo Não Circulante (119.907) (31.508)( 1 ) Refere-se à parcela dos custos não controláveis que compõem a CVA e que não foi incluída na receita, destaforma, foi excluída do resultado.( 2 ) Referem-se aos custos não controláveis incluídos na CVA e que foram transferidos para o resultado em funçãodas suas inclusões na receita da Companhia.( 3 ) Refere-se à atualização pela variação da SELIC entre a data do pagamento da despesa e a sua efetivacompensação no reajuste tarifário.411

9) – TRIBUTOS COMPENSÁVEIS31/12/2006 31/12/2005CirculanteICMS a Recuperar 1.625 1.625Imposto de Renda 20.478 60.576Contribuição Social 13.552 13.705Outros 30.131 5.86865.786 81.774Não CirculanteICMS a Recuperar 202.886 153.962268.672 235.736Os créditos de Imposto de Renda e Contribuição Social referem-se basicamente às antecipações de pagamentoslíquidos das obrigações a pagar do exercício de 2006.Os créditos de ICMS a recuperar, registrados no Ativo Realizável a Longo Prazo, são decorrentes de aquisições deativo imobilizado, que podem ser compensados em 48 meses. A Companhia está em processo de adequação aosnovos requerimentos de informações eletrônicas exigidos pelo Governo do Estado de Minas Gerais, o quepermitirá a compensação dos créditos a partir do 2º trimestre de 2007.10) – IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIALa) Créditos Tributários:A Companhia possui créditos tributários de Imposto de Renda, constituídos à alíquota de 25,00% e ContribuiçãoSocial, constituídos à alíquota de 9,00%, conforme segue:31/12/2006 31/12/2005Créditos Tributários sobre-Obrigações Pós-Emprego 35.704 -Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa 71.973 40.097Provisão para Contingências 906 981Provisão para Perdas na Realização dos Valores da RecomposiçãoTarifária Extraordinária 30.615 27.977Provisão de PASEP/COFINS – Recomposição Tarifária Extraordinária 38.925 51.166Outros 17.905 18.869196.028 139.090Ativo Circulante 59.145 51.883Realizável a Longo Prazo 136.883 87.207O Conselho de Administração, em reunião realizada no dia 8 de fevereiro de 2007, aprovou o estudo técnicoelaborado pela Diretoria de Finanças, Participações e de Relações com Investidores da Cemig Distribuiçãoreferente à projeção de lucratividade futura ajustada a valor presente, que evidencia a capacidade de realizaçãodo ativo fiscal diferido em um prazo máximo de 10 anos, conforme definido na Instrução CVM nº 371. Referidoestudo foi também submetido a exame do Conselho Fiscal em 14 de fevereiro de 2007.Conforme as estimativas da Cemig Distribuição, os lucros tributáveis futuros permitem a realização do ativo fiscaldiferido, existente em 31 dezembro de 2006, conforme estimativa abaixo:31/12/20062007 59.1452008 64.5922009 18.1462010 18.1462011 18.1472012 a 2014 10.7102015 a 2016 7.142196.028412

) Conciliação da Despesa com Imposto de Renda e Contribuição Social:A conciliação da despesa nominal de Imposto de Renda (alíquota de 25%) e da Contribuição Social (alíquota de9%) com a despesa efetiva apresentada na demonstração de resultado é como segue:31/12/2006 31/12/2005Lucro Antes do Imposto de Renda e Contribuição Social 887.487 1.167.374Imposto de Renda e Contribuição Social – Despesa Nominal (301.746) (396.907)Efeitos Fiscais Incidentes sobre:Incentivos Fiscais 11.198 6.642Contribuições e Doações Indedutíveis (7.409) (4.843)Créditos Fiscais não Reconhecidos (1.510) (2.724)Outros (416) 43Imposto de Renda e Contribuição Social – Despesa Efetiva (299.883) (397.789)11) – REAJUSTE TARIFÁRIO DIFERIDOA ANEEL, através da Resolução Homologatória nº 71, publicada de forma retroativa a 4 de abril de 2004, definiu osresultados da revisão tarifária periódica da Companhia.A revisão tarifária periódica compreende o reposicionamento das tarifas de fornecimento de energia elétrica emnível compatível com a preservação do equilíbrio econômico-financeiro do contrato de concessão, proporcionandoreceita suficiente para a cobertura de custos operacionais eficientes e a remuneração adequada dosinvestimentos.O reajuste médio aplicado às tarifas em 8 de abril de 2003, em caráter provisório, foi de 31,53%. Entretanto,conforme descrito na resolução mencionada, o reposicionamento tarifário definitivo deveria ter sido de 44,41%.A diferença percentual de 12,88% será compensada através de um acréscimo de R$301.334, a valores de abril de2003, em cada um dos reajustes tarifários previstos para ocorrerem de 2004 a 2007, cumulativamente.O reajuste aplicado às tarifas em 8 de abril de 2004 incluiu um percentual adicional de 2,91%, que corresponde aR$159.388. Como o valor da 1ª parcela deveria ter sido de R$301.334, a diferença de R$141.946 será compensadanos reajustes tarifários de 2005 a 2007.A diferença entre o reposicionamento tarifário ao qual a Companhia tem direito e a tarifa efetivamente cobrada dosconsumidores foi reconhecida como um ativo regulatório.Os valores referentes ao reajuste tarifário diferido são atualizados monetariamente pelo IGP-M acrescidos de jurosde 11,26% a.a..2006 2005Reajuste Tarifário Diferido – Desde 08/04/2003 949.612 949.612Juros (definido pela ANEEL – 11,26% a.a.) 351.044 206.795Atualização Monetária – IGP-M 137.107 99.469(-) Valores Arrecadados (519.044) (80.437)918.719 1.175.439Ativo Circulante 791.231 321.445Realizável a Longo Prazo 127.488 853.994Adicionalmente, foram reconhecidos os impostos diferidos incidentes sobre a receita registrada, cujo saldo em31 de dezembro de 2006 é de R$397.346.12) – ATIVO REGULATÓRIO – PIS-PASEP/COFINSAtravés das Leis Federais nºs 10.637 e 10.833 foram alteradas as bases de cálculo e majoração das alíquotas doPIS-PASEP/COFINS. Em função destas alterações, ocorreu um crescimento nas despesas com PIS-PASEP noperíodo de dezembro de 2002 a março de 2005 e nas despesas com COFINS entre fevereiro de 2004 e junho de2005.413

Desta forma, a Companhia registrou, de acordo com critério definido pela ANEEL, os créditos como um AtivoRegulatório e em contrapartida reduziu a despesa com PIS-PASEP/COFINS.Este ativo regulatório está sendo ressarcido a Companhia através dos reajustes tarifários no período de 2005 a2008.13) – IMOBILIZADOValor ValorCusto Depreciação Líquido LíquidoHistórico Acumulada 31/12/2006 31/12/2005Em Serviço 8.231.393 (3.875.973) 4.355.420 4.150.363- Distribuição 7.923.998 (3.661.829) 4.262.169 4.041.578Intangíveis 8.482 (507) 7.975 7.225Terrenos 16.253 - 16.253 15.744Edificações, Obras Civis e Benfeitorias 222.917 (108.370) 114.547 122.028Máquinas e Equipamentos 7.635.047 (3.523.673) 4.111.374 3.879.769Veículos 30.850 (19.054) 11.796 16.485Móveis e Utensílios 10.449 (10.225) 224 327- Administração 307.395 (214.144) 93.251 108.785Intangíveis 67.531 (43.865) 23.666 30.723Terrenos 1.510 - 1.510 1.145Edificações, Obras Civis e Benfeitorias 42.841 (23.732) 19.109 19.866Máquinas e Equipamentos 148.104 (102.384) 45.720 52.371Veículos 28.342 (25.625) 2.717 3.962Móveis e Utensílios 19.067 (18.538) 529 718Em Curso 1.568.646 - 1.568.646 938.470- Distribuição 1.466.272 - 1.466.272 859.881- Administração 102.374 - 102.374 78.589Total do Imobilizado 9.800.039 (3.875.973) 5.924.066 5.088.833Obrigações Especiais Vinculadas à Concessão (2.188.278) (1.888.908)Imobilizado Líquido 3.735.788 3.199.925As Obrigações Especiais referem-se basicamente a contribuições de consumidores para execução deempreendimentos necessários ao atendimento de pedidos de fornecimento de energia elétrica, sendo que aeventual liquidação destas obrigações depende de disposição da ANEEL, no término das concessões deDistribuição, mediante redução do valor residual do Ativo Imobilizado para fins de determinação do valor que oPoder Concedente pagará à Concessionária. Conforme práticas contábeis e regulamentação específicas do setorelétrico brasileiro, os referidos valores não são atualizados ou sujeitos a amortização ou depreciação.A composição das obrigações vinculadas à concessão do serviço público de energia elétrica é como segue:31/12/2006 31/12/2005Participação da União 98.192 13.569Participação dos Estados 4.923 3.309Participação dos Municípios 156.165 122.502Participação do Consumidor 1.766.679 1.710.623Outros 162.319 38.9052.188.278 1.888.908Encontra-se registrado em Imobilizações em Curso – Distribuição, o montante de R$930.639 em 31 de dezembrode 2006 (R$451.436 em 31 de dezembro de 2005), referente ao Programa “Luz para Todos”.O Programa Luz para Todos teve como meta inicial a ligação de 176 mil consumidores, basicamente na área rural,com um custo total estimado de R$1.641.313 . O Programa tem a participação de recursos do Governo Federal eGoverno Estadual, nos valores de R$665.406 e R$160.849, respectivamente. O valor remanescente, no montantede R$815.058, será financiado através de recursos próprios da Companhia.A Companhia utiliza em suas operações bens da União que não estão registrados nas Demonstrações Financeiras,cujo valor em 31 de dezembro de 2006, líquido de depreciação, é de R$30.414

A Companhia tem terrenos e edificações registrados como Ativo Imobilizado - Administração, que foram dados emgarantias de processos judiciais envolvendo questões tributárias, trabalhistas, cíveis e outras contingências novalor, líquido de depreciação, de R$8.587 em 31 de dezembro de 2006.As principais taxas anuais de depreciação, de acordo com a Resolução ANEEL nº 044, de 17 de março de 1999, sãoas seguintes:Distribuição (%) Administração (%)Chave Sistema 5,00 Software 20,00Poste de Concreto 5,00 Veículos 20,00Condutor nu de alumínio 5,00 Equipamento Geral 10,00Transformador 5,00 Edificação 4,00Disjuntor 4,00Banco de Capacitores 6,70Chave de Distribuição 5,70Condutor do Sistema 5,00Estrutura do Sistema 5,00Regulador de Tensão 4,80De acordo com os artigos 63 e 64 do Decreto n.º 41.019, de 26 de fevereiro de 1957, os bens e instalaçõesutilizados na distribuição, inclusive comercialização, são vinculados a esses serviços, não podendo ser retirados,alienados, cedidos ou dados em garantia hipotecária sem a prévia e expressa autorização do Órgão Regulador.A Resolução ANEEL n.º 20/99, regulamenta a desvinculação de bens das concessões do serviço público de energiaelétrica, concedendo autorização prévia para desvinculação de bens inservíveis à Concessão, quando destinados àalienação, determinando que este produto seja depositado em conta bancária vinculada, sendo aplicado naconcessão.Foram transferidos para o Ativo Imobilizado em Curso os seguintes valores:31/12/2006 31/12/2005Juros Contabilizados no Resultado 273.981 217.332(-) Transferências para o Imobilizado em Curso (2.743) (36)Efeito Líquido no Resultado 271.238 217.296Variações Monetárias e Cambiais (20.576) (81.708)(-) Transferências para o Imobilizado em Curso - (24)Efeito Líquido no Resultado (20.576) (81.732)14) – FORNECEDORES31/12/2006 31/12/2005CirculanteSuprimento e Transporte de Energia Elétrica -Eletrobrás – Energia de Itaipu 191.330 210.495Furnas 61.265 35.927CCEE 7.141 6.624Cemig Geração e Transmissão S.A. 14.744 65.947Repasse aos Geradores 107.578 97.877Outros Geradores e Distribuidores 89.621 101.968471.679 518.838Materiais e Serviços 181.823 121.971653.502 640.809Não CirculanteSuprimento de Energia Elétrica - Repasse aos Geradores 220.040 264.123873.542 904.932415

15) – IMPOSTOS, TAXAS E CONTRIBUIÇÕES31/12/2006 31/12/2005CirculanteImposto de Renda - 6.433ICMS 209.283 164.108COFINS 40.835 16.906PASEP 12.507 3.671INSS 11.732 10.065Outros 13.450 9.593287.807 210.776Obrigações diferidasImposto de Renda 273.042 133.634Contribuição Social 98.295 48.108COFINS 74.800 37.648PASEP 16.239 8.174462.376 227.564750.183 438.340Não CirculanteObrigações diferidasImposto de Renda 111.008 376.542Contribuição Social 39.963 135.555COFINS 19.265 85.204PASEP 4.182 18.499174.418 615.800As obrigações diferidas referem-se aos ativos e passivos vinculados a questões regulatórias, os quais são devidos àmedida da realização desses ativos e passivos.16) – EMPRÉSTIMOS, FINANCIAMENTOS E DEBÊNTURES31/12/2006 31/12/2005Vencimento Encargos Finan- NãoFINANCIADORES Principal ceiros anuais (%) Moedas Circulante Circulante Total TotalMOEDA ESTRANGEIRAABN AMRO Bank - N. 2013 6,00 US$ 89 106.900 106.989 117.113ABN AMRO Real S.A. 2009 6,35 US$ 3.492 6.717 10.209 14.872ABN AMRO Real S.A. 2009 6,35 US$ 9.539 18.344 27.883 40.623ABN AMRO Real S.A. 2009 6,35 US$ 3.069 5.940 9.009 13.129Banco do Brasil S.A. - Bônus Diversos (1) 2024 Diversas US$ 15.352 117.366 132.718 157.627Banco Interamericano de Desenvolvimento-BID 2006 7,67 US$+UC - - - 2.732B.N.P. – Paribas 2010 Libor + 1,875 US$ 450 26.193 26.643 29.081KFW 2016 4,50 EURO 1.860 16.741 18.601 20.090UNIBANCO S.A 2007 6,50 US$ 96.729 - 96.729 105.957UNIBANCO S.A 2009 5,50 US$ 30 4.359 4.389 4.805UNIBANCO S.A 2009 5,00 US$ 46 10.866 10.912 11.947Outros 2007 Diversas Diversas 1.294 - 1.294 3.405Dívida em Moeda Estrangeira 131.950 313.426 445.376 521.381MOEDA NACIONALBanco Credit Suisse First Boston S.A. 2006 100,00 do CDI R$ - - - 22.995Banco do Brasil S.A. 2009 111,00 do CDI R$ 982 56.178 57.160 57.587Banco do Brasil S.A. 2013 CDI + 1,70 R$ 1.443 20.001 21.444 21.842Banco do Brasil S.A. 2013 107,60 do CDI R$ 9.675 96.000 105.675 107.594Banco do Brasil S.A. 2014 104,10 do CDI R$ 7.098 300.000 307.098 -Banco Itaú – BBA 2008 IGP-M + 10,48 R$ 9.091 165.057 174.148 160.940Banco Itaú – BBA 2006 CDI + 2,00 R$ - - - 10.775Banco Itaú – BBA 2013 CDI + 1,70 R$ 10.307 135.907 146.214 144.326HSBC Bank Brasil S.A. 2008 CDI + 2,00 R$ 251 10.440 10.691 -Banco Votorantim S.A. 2010 113,50 do CDI R$ 2.000 29.248 31.248 31.997416

Banco Votorantim S.A. 2013 CDI + 1,70 R$ 6.180 98.214 104.394 106.479Bradesco S.A. 2013 CDI + 1,70 R$ 18.015 240.869 258.884 264.937Debêntures 2014 IGP-M + 10,50 R$ 15.279 258.380 273.659 263.916ELETROBRÁS 2008 FINEL + 8,50 R$ 5.538 5.043 10.581 15.541ELETROBRÁS 2023 UFIR + 6,00 a 8,00 R$ 35.477 177.561 213.038 136.552Grandes Consumidores 2011 Diversas R$ 2.953 1.877 4.830 5.132Grandes Consumidores 2007 IGPM+6,00 R$ 1.866 - 1.866 2.421Santander do Brasil S.A. 2013 CDI + 1,70 R$ 3.666 49.958 53.624 50.339UNIBANCO S.A. 2013 CDI + 1,70 R$ 5.864 130.224 136.088 137.677Banco WestLB do Brasil 2008 IGPM +10,48 R$ 2.280 41.264 43.544 41.901Outros 2010 Diversas R$ 12.345 6.004 18.349 30.785Dívida em Moeda Nacional 150.310 1.822.225 1.972.535 1.613.736Total Geral 282.260 2.135.651 2.417.911 2.135.117(1) As taxas de juros variam: 2,00 a 8,00 % ao ano;libor semestral mais spread de 0,81 a 0,88 % ao ano.Adicionalmente aos financiamentos mencionados acima, a Companhia possuía, em 31 de dezembro de 2006,linhas de créditos com a Eletrobrás no montante de R$148.179 (informação não auditada) .A Cemig Distribuição vinculou seu faturamento futuro relacionados à venda de energia elétrica, no montante deR$377.124, como garantia de financiamentos.Em novembro de 2006, a Companhia, concluiu a 1a. Emissão de debêntures pública, por meio da qual foramemitidas 23.042 debêntures simples, não conversíveis em ações, da espécie quirografária, em série única, comvalor nominal unitário de R$11, totalizando R$250.504. As debêntures têm prazo de 96 meses a contar da data deemissão, vencendo, portanto, no primeiro dia útil de junho de 2014. O valor nominal das debêntures seráatualizado pela variação do IGP-M, acrescido de juros remuneratórios de 10,5% ao ano. As debêntures sãogarantidas por fiança prestada pela Controladora. A Cemig Distribuição não recebeu os recursos líquidos destaoferta, uma vez que ocorreu apenas a substituição de debêntures da 3ª emissão da CEMIG pelas debênturesemitidas pela Cemig Distribuição. Também não houve aumento de endividamento da Companhia, visto que asobrigações decorrentes da Escritura da 3ª Emissão da CEMIG já se encontravam alocadas na Companhia emfunção do processo de desverticalização.A composição dos empréstimos por moeda e indexador, com a respectiva amortização, é como segue:20142007 2008 2009 2010 2011 2012 2014 em diante TotalMoedasDólar Norte-Americano 129.283 38.948 52.751 42.091 36.852 34.177 31.502 60.364 425.968Euro 1.860 1.860 1.860 1.860 1.860 1.860 1.860 5.581 18.601Outros 807 - - - - - - - 807131.950 40.808 54.611 43.951 38.712 36.037 33.362 65.945 445.376IndexadoresÍndice Geral de Preços–Mercado–IGP-M 28.516 206.321 - - - - - 258.380 493.217Índice Interno daEletrobrás – FINEL 5.538 5.043 - - - - - - 10.581Unidade Fiscal deReferência – UFIR 35.477 23.130 23.816 22.343 22.343 19.083 14.518 52.328 213.038Certificado DepósitoInterbancário – CDI 65.481 10.440 56.178 198.041 168.793 268.793 364.794 100.000 1.232.520Outros 15.298 6.167 271 243 214 153 153 680 23.179150.310 251.101 80.265 220.627 191.350 288.029 379.465 411.388 1.972.535282.260 291.909 134.876 264.578 230.062 324.066 412.827 477.333 2.417.911417

As principais moedas e indexadores utilizados para atualização monetária dos empréstimos e financiamentostiveram as seguintes variações:Variação Variação Variação VariaçãoAcumulada Acumulada Acumulada Acumuladaem 2006 em 2005 em 2006 em 2005Moedas % % Indexadores % %Dólar Norte-Americano (8,66) (11,82) IGP-M 3,83 1,21Euro 1,85 (23,50) FINEL 0,76 0,24CDI 15,05 18,15A movimentação dos empréstimos e financiamentos é como segue:Saldo em 31 de dezembro de 2005 2.135.117Financiamentos obtidos 710.327Variação monetária e cambial (20.574)Encargos financeiros provisionados 273.981Encargos financeiros pagos (270.801)Amortização de financiamentos (410.139)Saldo em 31 de dezembro de 2006 2.417.911As captações de recursos durante o exercício de 2006 estão demonstradas abaixo:Vencimento Encargos Financeiros ValorFinanciadores Principal Anuais CaptadoMoeda NacionalBanco do Brasil S.A. ( * ) 2006 103% do CDI 300.000Banco do Brasil S.A. 2014 104% do CDI 300.000Banco Itaú BBA 2014 CDI+1,70% a.a. 3.473ELETROBRÁS– Luz p/ Todos 2018 6% a.a. 51.808ELETROBRÁS– Reluz 2009 6,5% a.a. 1.828ELETROBRÁS– Luz p/ Todos 2016 6% a.a. 53.103710.212( * ) Empréstimo de curto prazo, período de 3 meses, cujo pagamento foi feito dentro do próprio exercícioutilizando-se dos recursos obtidos através do empréstimo descrito imediatamente abaixo.Cláusulas contratuais restritivas – CovenantsA Cemig Distribuição possui empréstimos e financiamentos com cláusulas restritivas (“covenants”):Descrição da Cláusula RestritivaÍndice RequeridoDívida/EBITDA; Menor ou igual a 2,5Dívida/EBITDA; Menor ou igual a 3,36Dívida Líquida/EBITDA Menor ou igual a 3,25Dívida Circulante/EBITDA Menor ou igual a 90%Dívida/Patrimônio Líquido + Dívida Menor ou igual a 53%EBITDA/Encargos Dívidas Maior ou igual a 2,8EBITDA/Juros Maior ou igual a 3,0EBITDA/Resultado Financeiro Maior ou igual a 2,0Investimento/EBITDA Menor ou igual a 60%Dívida Líquida = Dívida total menos saldo de caixa e menos títulos negociáveisEBITDA = Lucro antes dos juros, impostos (sobre o lucro), depreciações e amortizações. Em alguns contratos sãoestabelecidos critérios específicos de cálculo do EBITDA, com algumas variações em relação a fórmulamencionada.Uma dessas cláusulas restritivas não foi atendida, conforme abaixo:Descrição da Cláusula Restritiva Índice Requerido Posição em 31/12/2006Investimento/EBITDA Menor ou igual a 60% 73,59418

A Companhia obteve dos seus credores o consentimento de que não irão exercer seus direitos de exigir opagamento imediato ou antecipado dos montantes devidos até 31 de dezembro de 2007. Os financiamentos estãoclassificados como Passivo Circulante e Não Circulante, de acordo com os termos originais do contrato, tendo emvista a obtenção dos referidos consentimentos.17) – ENCARGOS REGULATÓRIOS31/12/2006 31/12/2005Reserva Global de Reversão – RGR 3.388 13.714Quota para Conta de Consumo de Combustível – CCC 60.427 2.046Conta de Desenvolvimento Energético - CDE 24.252 20.801Empréstimo Compulsório - Eletrobrás 1.207 1.207Taxa de Fiscalização da ANEEL 1.832 1.765Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico Tecnológico - FNDCT 21.853 14.503Eficiência Energética 124.511 101.383Pesquisa e Desenvolvimento 50.306 32.259Pesquisa Expansão Sistema Energético 17.264 7.253305.040 194.931Passivo Circulante 305.040 158.634Passivo Não Circulante - 36.29718) – OBRIGAÇÕES PÓS-EMPREGOA Companhia é uma das patrocinadoras da Fundação Forluminas de Seguridade Social - FORLUZ, pessoa jurídicasem fins lucrativos, com o objetivo de propiciar aos seus associados e participantes e aos seus dependentescomplementação de aposentadoria e pensão, em conformidade ao plano previdenciário a que estiveremvinculados.A partir de 1º de janeiro de 2005, com a desverticalização da CEMIG, os planos de previdência da FORLUZpassaram a ser patrocinados pela Cemig Distribuição através de uma participação percentual nos ativos eobrigações do plano, no percentual de 72,45%, determinado em função da alocação dos empregados naCompanhia em dezembro de 2004.A FORLUZ disponibiliza a seus participantes os seguintes planos de benefícios de suplementação deaposentadoria:Plano Misto de Benefícios Previdenciários (Plano B) – Plano de contribuição definida na fase de acumulação derecursos para benefícios de aposentadoria por tempo normal e benefício definido para cobertura de invalidez emorte de participante ativo, bem como no recebimento dos benefícios por tempo de contribuição. A contribuiçãodas Patrocinadoras é paritária às contribuições básicas mensais dos participantes, sendo o único plano aberto anovas adesões de participantes.A contribuição da Cemig Distribuição para este plano é de 30% para a parcela com característica de benefíciodefinido, referente a cobertura de invalidez e morte de participante ativo, sendo utilizada para amortização dasobrigações definidas através de cálculo atuarial. Os 70% restantes, referentes à parcela do plano comcaracterística de contribuição definida, destinam-se as contas nominais dos participantes e são reconhecidos noresultado do exercício em conformidade aos pagamentos feitos pela companhia, na rubrica de Despesa comPessoal.Desta forma, as obrigações com pagamento de suplementação de aposentadoria do Plano Misto, comcaracterística de contribuição definida, e seu respectivo ativo, no valor de R$1.204.769, não estão apresentadosnesta Nota Explicativa.Plano Saldado de Benefícios Previdenciários (“Plano A”) – Inclui todos os participantes ativos e assistidos queoptaram migrar do antigo plano de Benefício Definido, fazendo jus a um benefício proporcional saldado. No casodos ativos, esse benefício foi diferido para a data da aposentadoria.Plano de Benefício Definido – Plano de benefícios adotado pela FORLUZ até 1998, através do qual é realizada acomplementação do salário real médio dos três últimos anos de atividade do empregado na Companhia emrelação ao valor do benefício da Previdência Social Oficial. Estão inscritos neste plano, em 31 de dezembro de2006, 23 ativos e, 255 aposentados/pensionistas (em 31 dezembro de 2005, 23 ativos e 251aposentados/pensionistas).419

A Cemig Distribuição mantém ainda, de modo independente aos planos disponibilizados pela FORLUZ,pagamentos de parte do prêmio de seguro de vida para os aposentados e contribui para um plano de saúde para osempregados, aposentados e dependentes, administrados pela FORLUZ.O plano odontológico foi implementado no terceiro trimestre de 2006 e os custos relacionados aos participantesaposentados foram integralmente reconhecidos no resultado, no valor de R$7.162. O custo de serviço no valor deR$21.000, referente aos empregados ativos foram diferidos pelo prazo de 11 anos.Amortização das Obrigações AtuariaisParte da obrigação atuarial com benefícios pós-emprego no montante de R$954.474 em 31 de dezembro de 2006(R$1.104.487 em 31 de dezembro de 2005), foi reconhecida como obrigação a pagar pela Companhia e seráamortizada até junho de 2024, através de prestações mensais calculadas pelo sistema de prestações constantes(Tabela Price). Parte dos valores é reajustada anualmente com base no indexador atuarial do Plano de BenefícioDefinido (índice de reajuste salarial dos empregados da Cemig Distribuição, excluindo produtividade), e para oPlano Saldado, reajustado pelo Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo - IPCA do Instituto de PesquisasEconômicas, Administrativas e Contábeis de Minas Gerais - IPEAD, acrescido de 6% ao ano.Os superávits técnicos que ocorram pelo período de três anos consecutivos poderão ser utilizados para a reduçãode parte das obrigações a pagar reconhecidas pela Companhia, conforme previsto contratualmente.Em função do mencionado no parágrafo anterior, do superávit obtido no exercício de 2006, R$149.972 serãoutilizados para amortização da dívida reconhecida.O passivo e as despesas reconhecidas pela Companhia em conexão com o Plano de Complementação deAposentadoria, Plano de saúde e Seguro de Vida são ajustados de acordo com os termos da deliberação CVM nº371 e laudo preparado por atuários independentes. Os valores reconhecidos em 31 de dezembro de 2006 estãoapresentados a seguir:Planos de Pensãoe Suplementação Plano de Plano Segurode Aposentadoria Saúde Odontológico de VidaValor Presente das Obrigações Atuariaiscom Direitos já Vencidos 3.206.997 238.723 13.705 137.447Valor Presente das Obrigações Atuariaiscom Direitos a Vencer 422.322 86.649 4.980 90.904Obrigações Totais com Benefícios Pós-Emprego 3.629.319 325.372 18.685 228.351Valor Justo dos Ativos do Plano (2.885.774) (21.521) (279) -Valor Presente das Obrigações a Descoberto 743.545 303.851 18.406 228.351Ganhos (Perdas) Atuariais não Reconhecidos (180.473) (95.687) 9.329 47.669Custo do Serviço Passado não Reconhecido (64.312) (5.932) (21.000) (5.922)Passivo Líquido no Balanço Patrimonial 498.760 202.232 6.735 270.098Os ganhos e perdas atuariais não reconhecidos que excederam a 10,00% do total das obrigações com benefíciospós-emprego serão reconhecidos no resultado em aproximadamente 11 anos (tempo médio de serviço futuro dosatuais participantes ativos), a partir de 2007. Nesta condição, serão reconhecidas perdas atuariais do Plano deSaúde no valor de R$63.150 e ganhos atuariais do Plano Odontológico e Seguro de vida nos valores de R$7.461 eR$24.834, respectivamente.As movimentações ocorridas no passivo líquido são as seguintes:Planos de Pensãoe Suplementação Plano de Plano Segurode Aposentadoria Saúde Odontológico de VidaPassivo Líquido em 31 de dezembro de 2005 617.144 184.138 - 248.710Despesa Reconhecida no Resultado 42.123 40.182 7.162 26.326Contribuições Pagas (160.507) (22.088) (427) (4.938)Passivo Líquido em 31 de dezembro de 2006 498.760 202.232 6.735 270.098Passivo Circulante 87.369 - - -Passivo Não Circulante 411.391 202.232 6.735 270.098420

Os valores registrados no passivo circulante referem-se às contribuições a serem efetuadas pela CemigDistribuição em 2007 para amortização das obrigações atuariais.Os valores reconhecidos na demonstração de resultado de 2006 são como segue:Planos de Pensãoe Suplementação Plano de Plano Segurode Aposentadoria Saúde Odontológico de VidaCusto do Serviço Corrente 4.458 18.755 - 3.318Juros Sobre a Obrigação Atuarial 394.360 32.721 - 23.797Rendimento Esperado Sobre os Ativos do Plano (366.656) (2.662) - -Perdas Ganhos) Atuariais Não Reconhecidas - 5.873 - (1.886)Perdas Decorrentes de Alterações no Plano 10.049 1.099 - 1.097Contribuição dos Empregados (88) (15.604) - -Custo do Serviço Passado - - 7.162 -Despesa em 2006 42.123 40.182 7.162 26.326A estimativa do atuário externo para a despesa a ser reconhecida para o exercício de 2007 é como segue:Planos de Pensãoe Suplementação Plano de Plano Segurode Aposentadoria Saúde Odontológico de VidaCusto do Serviço Corrente 4.031 21.617 386 3.767Juros Sobre a Obrigação Atuarial 395.383 34.185 2.111 25.452Rendimento Esperado Sobre os Ativos do Plano (410.302) (2.387) (89) -Perdas(Ganhos) atuariais não reconhecidas - 5.588 658 (2.198)Custo do Serviço Passado não Reconhecido 10.049 1.099 1.852 1.097Contribuição dos Empregados (78) (18.448) (203) -Despesa (Receita) em 2007 (917) 41.654 4.715 28.118As principais premissas atuariais são conforme segue:Real NominalTaxa Anual de Desconto para Valor Presente da Obrigação Atuarial 6,00% 11,30%Taxa Anual de Rendimento Esperado Sobre os Ativos do Plano 9,00% 14,45%Taxa Anual de Inflação de Longo Prazo - 5,00%Índice Anual Estimado de Aumentos Salariais Futuros 2,00% 7,10%Taxa Anual de Crescimento Real dos Benefícios de Renda Continuada - 5,00%Tábua Biométrica de Mortalidade Geral AT - 83Tábua Biométrica de Entrada de InvalidezLight MediumTábua Biométrica de Mortalidade de InválidosIAPB-57Taxa Anual de Rotatividade Esperada 2,00%19) – PROVISÕES PARA CONTINGÊNCIASA Companhia constitui provisão para contingências das ações cuja expectativa de perda seja consideradaprovável. Desta forma, encontra-se provisionado em 31 de dezembro de 2006, referente contingênciastrabalhistas, o valor de R$2.664, uma redução de R$221 em relação ao ano anterior em função de reversão devalores provisionados.A Companhia recebe uma subvenção da Eletrobrás em função do desconto nas tarifas dos consumidores de baixarenda. A Companhia foi autuada pela Secretaria da Receita Federal do Estado de Minas Gerais, que considera que asubvenção recebida deve ser incluída na base de cálculo do ICMS. A potencial perda nessa ação é de R$78.193,não incluindo o ICMS que poderia ser questionado pela Secretaria referente aos períodos subseqüentes aautuação. Nenhuma provisão foi constituída para fazer face a essa disputa, uma vez que a Companhia acredita nãoser uma obrigação legal e ter argumentos de mérito para defesa contra esta demanda. A expectativa de perdanesta ação é considerada como possível.421

A CEMIG, controladora da Cemig Distribuição, discute em juízo ações para as quais considera ser possível ouremoto o risco de perda. Um eventual desfecho negativo nessas causas pode vir a impactar os negócios da CemigDistribuição. As principais causas que têm esta característica estão descritas a seguir:• Diversos consumidores e o promotor público do Estado de Minas Gerais impetraram ações cíveis contra aCEMIG contestando reajustes tarifários aplicados em exercícios anteriores, incluindo recomposição tarifáriaextraordinária e índice inflacionário utilizado para aumentar a tarifa de energia elétrica em abril de 2003. Foisolicitado o reembolso em dobro dos montantes que eventualmente venham a ser considerados comocobrados erroneamente pela Companhia. A Companhia acredita ter argumentos de mérito para defesa judiciale, portanto, não constituiu provisão para estas ações.• A CEMIG é ré em processos questionando os critérios de medição dos valores a serem cobrados referente acontribuição de iluminação pública, no valor total de R$399.405. A Companhia acredita ter argumentos demérito para defesa judicial e, portanto, não constituiu provisão para esta ação. A expectativa de perda nestaação é considerada possível.No quarto trimestre de 2006, a Companhia revisou as causas trabalhistas e a expectativa de perda das ações, oque resultou na diminuição dos valores provisionados.Obrigações Previdenciárias e Fiscais – Indenização do AnuênioConforme divulgado na nota explicativa nº 25, a Cemig Distribuição pagou uma indenização aos empregados noexercício de 2006, no montante de R$127.058, em troca do direito referente aos anuênios futuros que seriamincorporados aos salários. A Companhia não efetuou os recolhimentos de Imposto de Renda e ContribuiçãoPrevidenciária sobre este valor por considerar que essas obrigações não são incidentes sobre verbasindenizatórias. Entretanto, para evitar o risco de uma eventual multa no futuro em função de uma interpretaçãodivergente da Receita Federal e INSS, a Companhia decidiu impetrar um mandato de segurança que permitiu odepósito judicial no valor das potenciais obrigações sobre esta verba, no montante de R$87.268 registrado naconta de Depósitos Vinculados a Litígios. Nenhuma provisão foi constituída para eventuais perdas com esteassunto e a Companhia considera o risco de perda nesta ação como possível.20) – PATRIMÔNIO LÍQUIDOO capital Social da Cemig Distribuição é de R$2.261.998, representado por 2.261.997.787 ações ordináriasnominativas, sem valor nominal, de propriedade integral da CEMIG.(a) DividendosDo lucro líquido do exercício, 50,00% são utilizados para distribuição como dividendo obrigatório à Controladora.Sem prejuízo do dividendo obrigatório, a cada dois anos, a partir do exercício de 2005, ou em menor periodicidadese a disponibilidade de caixa o permitir, a Companhia poderá fazer a distribuição de dividendos extraordinários, atéo limite do caixa disponível, conforme determinado pelo Conselho de Administração, devendo as diretrizes doPlano Diretor da Companhia serem observadas.Os dividendos declarados, obrigatórios ou extraordinários, geralmente apurados ao final do exercício social, sãopagos em 2 (duas) parcelas iguais, a primeira até 30 de junho e a segunda até 30 de dezembro do anosubseqüente à geração do lucro, cabendo à Diretoria, observados estes prazos, determinar os locais e processosde pagamento.O cálculo dos dividendos propostos para distribuição à Controladora referente ao resultado do exercício estádemonstrado abaixo:31/12/2006 31/12/2005Dividendos ObrigatóriosLucro Líquido do Exercício 769.567 990.129Dividendo Obrigatório – 50,00% do lucro líquido 384.783 495.065Dividendos Propostos-Juros sobre Capital Próprio 181.963 220.544Dividendos Complementares 549.126 720.079Total 731.089 940.623Dividendos por lote de mil ações - R$Dividendos Estatutários 170,11 218,86Dividendos Propostos 323,21 415,84422

O Art. 9º da Lei nº 9.249, de 26 de dezembro de 1995, permitiu a dedutibilidade, para fins de Imposto de Renda eContribuição Social, dos Juros sobre Capital Próprio pagos aos acionistas, que no caso da Cemig Distribuição foramcalculados em 2006 com base na variação da TJLP sobre o Patrimônio Líquido.Os benefícios fiscais decorrentes do pagamento de Juros sobre o Capital Próprio de R$181.963 foram deR$61.867, reconhecidos no resultado do exercício.(b) Reserva LegalA Cemig Distribuição utilizou 5,00% do lucro líquido apurado no exercício de 2006 para constituição de ReservaLegal, no valor de R$38.478. O saldo da reserva em 31 de dezembro de 2006 corresponde a R$87.984.21) – FORNECIMENTO BRUTO DE ENERGIA ELÉTRICAA composição do fornecimento de energia elétrica, por classe de consumidores, é a seguinte:(Não auditado)Nº de Consumidores MWh R$31/12/2006 31/12/2005 31/12/2006 31/12/2005 31/12/2006 31/12/2005Residencial 5.064.556 4.927.966 6.647.041 6.589.664 3.301.486 3.125.036Industrial 70.668 69.084 4.838.856 5.333.436 1.421.587 1.432.137Comércio, Serviços e Outros 549.378 537.656 3.850.688 3.754.005 1.679.834 1.542.184Rural 495.067 417.026 1.937.504 1.940.701 513.827 483.493Poder Público 49.381 47.731 598.730 570.536 252.223 224.308Iluminação Pública 2.548 2.224 1.051.169 1.022.433 268.857 250.656Serviço Público 7.654 7.400 1.015.619 981.016 263.186 236.980Sub-Total 6.239.252 6.009.087 19.939.607 20.191.791 7.701.000 7.294.794Consumo Próprio 796 769 30.309 28.897 - -Subvenção para Consumidores de Baixa Renda - - - - 132.186 116.359Fornecimento não Faturado, Líquido - - - - 72.845 (76.545)6.240.048 6.009.856 19.969.916 20.220.688 7.906.031 7.334.608Suprimento a Outras Concessionárias - 4 - 88.115 - 54.195Transações com energia na CCEE - - - - 59.635 41.225Total 6.240.048 6.009.860 19.969.916 20.308.803 7.965.666 7.430.028Reajuste TarifárioAs tarifas da Cemig Distribuição tiveram um reajuste médio de 7,05% a partir de 8 de abril de 2006. O reajustetarifário teve aplicação diferenciada por categoria de consumo com o objetivo de eliminar gradualmente,conforme nota da ANEEL, os subsídios cruzados existentes entre grupos de consumo. Exemplificando, osconsumidores residenciais tiveram um percentual de aumento de 5,14% em suas contas de energia comparado aum aumento de 10,32% para os consumidores de alta tensão.Consumidores de Baixa RendaO Governo Federal, através das Centrais Elétricas Brasileiras – “ELETROBRÁS”, reembolsa as distribuidoras pelasperdas de receita verificadas, em função dos critérios adotados a partir de 2002 para classificação dosconsumidores na Subclasse Residencial Baixa Renda, tendo em vista a tarifa mais baixa aplicada em suas contasde energia elétrica.22) – RECEITA DE USO DA REDEA partir de janeiro de 2005, parcela representativa dos grandes consumidores industriais passaram a condição de“livres”, com a venda de energia para estes consumidores através da Cemig Geração e Transmissão. Desta forma,os encargos referentes ao uso da rede de distribuição (“TUSD”) desses consumidores livres passaram a sercobrados separadamente pela Cemig Distribuição, com o registro na rubrica de “Receita de uso da rede”.423

23) – OUTRAS RECEITAS OPERACIONAIS31/12/2006 31/12/2005Serviço Taxado 9.718 11.167Outras Prestações de Serviços 16.250 13.455Aluguel e Arrendamento 27.862 28.223Outras 3.069 49656.899 53.34124) – DEDUÇÕES À RECEITA OPERACIONAL31/12/2006 31/12/2005ICMS 1.978.972 1.889.870COFINS 801.893 645.964Reserva Global de Reversão – RGR 8.598 24.396PIS-PASEP 180.908 148.528Encargo de Capacidade Emergencial (1.652) 168.907ISSQN 345 4542.969.064 2.878.119A Cemig Distribuição recolhe o ICMS incidente sobre a RTE em conformidade ao faturamento dos valores na contade energia elétrica.A redução nos valores provisionados de RGR em 2006 deve-se ao ajuste na provisão referente ao exercício de2004, no montante de R$15.798, em função da homologação pela ANEEL da referida despesa em um montanteinferior ao estimado pela Companhia.A partir de dezembro de 2005, em atendimento às determinações da Resolução Normativa nº 204 da ANEEL,de 22 de dezembro de 2005, os encargos de capacidade emergencial não são mais cobrados. A Reversão dedespesa de R$1.652 em 2006 refere-se a ajustes de valores provisionados em anos anteriores relativos aConsumidores Livres.A Companhia não registrou os ajustes diretamente em conta de Patrimônio Líquido por serem operaçõesanteriores a transferência da concessão para a Cemig Geração e Transmissão.25) – CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS31/12/2006 31/12/2005Pessoal 733.944 595.275Participações dos Empregados 150.432 187.477Obrigações Pós-Emprego 115.793 111.189Materiais 58.520 73.444Serviços de Terceiros 329.204 312.477Energia Elétrica Comprada para Revenda 1.981.437 1.890.075Depreciação e Amortização 367.294 363.672Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos 11.581 32.790Provisões Operacionais 108.834 133.240Quota para a Conta de Consumo de Combustível – CCC 442.960 387.126Encargos de Uso da Rede Básica de Transmissão 515.224 554.363Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 294.170 279.025Eficiência Energética e Pesquisa e Desenvolvimento 158.038 172.805Outras Despesas Líquidas 140.796 131.6785.408.227 5.224.636a) DESPESAS COM PESSOAL 31/12/2006 31/12/2005Remunerações e Encargos 613.735 562.619Contribuições para Suplementação de Aposentadoria – Plano de Contribuição Definida 36.217 48.097Benefícios Assistenciais 86.331 62.722736.283 673.438( - ) Custos com Pessoal Transferidos para Obras em Andamento (129.397) (79.549)606.886 593.889Indenização por Anuênios Futuros 127.058 -Programa de Desligamento Incentivado – PDI - 1.386733.944 595.275424

INDENIZAÇÃO DO ANUÊNIOEm 27 de abril de 2006, a Companhia apresentou proposta aos empregados de indenização em troca do direitofuturo referente ao percentual de 1,00% incorporado anualmente aos salários (“anuênio”). O valor da indenizaçãocorresponde à estimativa dos anuênios futuros dos empregados até completarem 35 anos de contribuição aoINSS, descontada a uma taxa anual de 12,00%, sendo então aplicado um redutor percentual variável estabelecidopela Companhia. A adesão dos empregados foi concluída em 30 de junho de 2006 e o pagamento da indenização,no valor de R$127.058, foi realizado no período de junho a agosto de 2006.b) PARTICIPAÇÕES DOS EMPREGADOS NOS RESULTADOSA Companhia utilizou como critério geral para pagamento da participação dos empregados nos resultados doexercício de 2006 um percentual de 3% do resultado operacional, ajustado por alguns itens definidos pela ANEELna Prestação Anual de Contas – PAC. Adicionalmente, no dissídio coletivo em novembro de 2006 foi acordado comos sindicatos o pagamento de parcela adicional de R$98.756. A parcela adicional mencionada foi paga dentro dopróprio exercício.Em conformidade com os referidos acordos, as participações nos resultados do exercício de 2006 da Companhia,incluindo a contribuição para o plano de pensão incidente sobre os valores da participação, correspondeu aR$150.432c) SERVIÇOS DE TERCEIROS 31/12/2006 31/2/2005Agentes Arrecadadores/Leitura de Medidores/Entrega de Contas 92.653 84.254Comunicação 44.041 40.877Manutenção e Conservação de Instalações e Equipamentos Elétricos 54.352 50.240Conservação e Limpeza de Prédios 14.909 16.028Mão de Obra Contratada 15.667 11.126Fretes e Passagens 3.905 1.671Hospedagem e Alimentação 10.386 10.571Vigilância 4.291 4.226Consultoria 6.836 5.541Manutenção/Conservação de Móveis Utensílios 18.908 16.300Manutenção e Conservação de Veículos 12.992 13.707Corte e Religação 19.864 16.362Outros 30.400 41.574329.204 312.477d) ENERGIA ELÉTRICA COMPRADA PARA REVENDA 31/12/2006 31/12/2005Energia de Itaipu Binacional 821.567 825.716Energia de Curto Prazo 73.018 84.935Contatos Bilaterais 119.648 -Contratos Iniciais 56.801 470.178Cemig Geração e Transmissão 70.797 442.304Energia adquirida em Leilão 793.153 50.747PROINFA 40.643 -Outros 5.810 16.1951.981.437 1.890.075e) PROVISÕES OPERACIONAIS 31/12/2006 31/12/2005Prêmio de Aposentadoria 4.441 8.303Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa 104.612 98.841Contingências Trabalhistas (219) 2.885Outras - 23.211108.834 133.240f) EFICIÊNCIA ENERGÉTICA E PESQUISA E DESENVOLVIMENTO (“P & D”)Conforme regulação do setor elétrico, as empresas de distribuição e geração de energia elétrica devem investir opercentual de 1,00% da sua receita líquida em programas de eficiência energética e P&D. Alguns programas deeficiência energética e P&D relacionados a receitas de períodos anteriores ainda não foram concluídos pelosagentes do setor elétrico, existindo ainda gastos a serem realizados. Este atraso decorre do tempo utilizado naelaboração dos projetos e aprovação pela ANEEL.425

Em atendimento a instrução da ANEEL, a Cemig Distribuição reconheceu como despesa no resultado do exercíciode 2005, adicionalmente ao 1,00% da sua receita líquida, os gastos a serem realizados e para os quais aCompanhia já havia recebido a tarifa correspondente em exercícios anteriores, no valor de R$ 94.591.No exercício de 2006, a ANEEL emitiu uma nova determinação, onde os recursos que haviam sido aplicados emexercícios anteriores em ativos registrados no Imobilizado fossem reconhecidos como ajustes de exercíciosanteriores em contrapartida a conta de Obrigações Especiais. Em função dessa nova determinação, a Companhiaregistrou adicionalmente ao 1,00% da receita líquida o valor de R$80.932.Embora o montante mencionado acima seja relacionado a períodos anteriores a 2005, a Companhia não registroueste valor diretamente em conta de Patrimônio Líquido pelo fato da Cemig Distribuição ter iniciado suas operaçõesem 2005, não se aplicando, portanto, as determinações constantes da Deliberação CVM nº 506 relacionadas aregistro de ajustes de exercícios anteriores.g) OUTRAS DESPESAS OPERACIONAIS 31/12/2006 31/12/2005Arrendamentos e Aluguéis 25.925 22.744Propaganda e Publicidade 17.414 26.658Consumo Próprio de Energia Elétrica 15.607 11.525Subvenções e Doações 28.516 18.860Taxa de Fiscalização da ANEEL 21.783 19.792Impostos e Taxas (IPTU, IPVA e outros) 26.488 19.785Contribuição ao MAE 1.193 217Seguros 1.572 865Outras 2.298 11.232140.796 131.67826) – RECEITAS (DESPESAS) FINANCEIRAS31/12/2006 31/12/2005RECEITAS FINANCEIRASRenda de Aplicação Financeira 59.040 85.139Acréscimos Moratórios de Contas de Energia 124.495 79.065Variação Monetária da CVA 79.839 125.142Variação Monetária – Acordo Geral do Setor Elétrico 201.867 269.371Variação Monetária – Reajuste Tarifário Diferido 194.781 229.131Variações Cambiais 65.383 95.136PASEP e COFINS incidente sobre as Receitas Financeiras (22.932) (28.329)Ganhos com Instrumentos Financeiros (nota 30) 1.330 517Outras 64.353 27.335768.156 882.507DESPESAS FINANCEIRASEncargos de Empréstimos e Financiamentos (271.238) (217.296)Variação Monetária – Acordo Geral do Setor Elétrico (63.427) (92.126)Variação Monetária da CVA (57.727) (42.420)Variações Cambiais - (12.469)Variação Monetária – Empréstimos e Financiamentos (17.835) (7.254)C.P.M.F. (47.059) (41.471)Perdas com Instrumentos Financeiros (nota 30) (77.191) (86.334)Provisão para Perdas na Recuperação dos Valores da Recomposição Tarifária (7.759) (82.285)Outras (36.965) (54.429)(579.201) (636.084)Juros sobre Capital Próprio (181.963) (220.544)RESULTADO FINANCEIRO LÍQUIDO 6.992 25.879As despesas com PASEP e COFINS são incidentes sobre as receitas financeiras dos ativos regulatórios, as quais sãorealizadas através de faturamento de energia elétrica.426

27) – RESULTADO NÃO OPERACIONAL31/12/2006 31/12/2005Prejuízo Líquido na Desativação e Alienação de Bens (15.925) (21.091)FORLUZ – Custeio Administrativo (9.795) (9.242)Outras Receitas (Despesas) Líquidas 220 (383)(25.500) (30.716)28) – TRANSAÇÕES COM PARTES RELACIONADASOs principais saldos e transações com partes relacionadas da Cemig Distribuição são como segue:ATIVO PASSIVO RECEITA DESPESAEMPRESAS 31/12/2006 31/12/2005 31/12/2006 31/12/2005 31/12/2006 31/12/2005 31/12/2006 31/12/2005CEMIGColigadas e Controladora 1.125 1 1.378 6.552 - - - -Juros sobre Capital Próprioe Dividendos - - 670.712 907.541 - - (181.963) (220.544)Cemig Geração eTransmissão S.A.Coligadas e Controladora 3.256 6.273 5.760 2 - - - -Fornecedores - - - 65.947 - - - -Energia Elétrica Compradapara Revenda - - 14.744 - - - (77.585) (484.913)Governo do Estado deMinas GeraisConsumidores e Revendedores 2.923 1.311 - - 56.773 50.806 - -Impostos, Taxas eContribuições – ICMS 1.625 1.625 209.283 164.108 (1.978.972) (1.889.870) - -Tributos Compensáveis ICMS 202.886 153.962 - - - - - -Consumidores e Revendedores 36.545 44.239 - - - - - -FORLUZObrigações Pós-Emprego– Circulante - - 87.369 114.866 - - (115.793) (111.189)Obrigações Pós-Emprego– Não Circulante - - 890.456 935.126 - - - -Outros - - 47.604 25.638 - - - -Despesa com pessoal - - - - - - (36.217) (48.097)Custeio Administrativo - - - - - - (9.795) (9.242)OUTROSColigadas e Controladas ouControladores 6.406 7.005 - - - - - -A Companhia possui contratos de compra de energia da Cemig Geração e Transmissão no período de 2006 a 2013,decorrente do leilão público de energia existente ocorrido em 2005. Deve ser ressaltado que os contratos com asempresas mencionadas somente foram assinados após a conclusão do leilão em processo coordenado pela CCEE.Vide maiores informações referentes às principais transações realizadas nas Notas Explicativas 5, 9, 15, 18, 20, 24,25, 26 e 27.29) – EXPOSIÇÃO E GERENCIAMENTO DE RISCOSComo concessionária do setor elétrico brasileiro, a Cemig Distribuição opera em ambientes onde fatores comoreestruturações societárias, regulamentações emanadas dos órgãos governamentais, evolução tecnológica,globalização e variações do mercado consumidor são fatores de risco.427

A Companhia implementou um projeto de Gerenciamento de Riscos Corporativos, buscando promover oentendimento de eventuais ocorrências que podem gerar perda de valor aos acionistas e estruturar a empresapara agir de forma pró-ativa em relação ao seu ambiente de riscos.Os principais riscos de mercado que afetam os negócios da Cemig Distribuição estão descritos a seguir:a) Risco de taxas de câmbioA Companhia está exposta ao risco de elevação do dólar norte-americano em relação ao Real, com impacto noendividamento, no resultado e no fluxo de caixa. Com a finalidade de reduzir a exposição da Cemig Distribuição àselevações das taxas de câmbio, a Companhia possuía, em 31 de dezembro de 2006, operações contratadas deswap, no montante de R$239.279, equivalente a US$111.917, na qual foi efetuada a substituição da variação dodólar Norte-Americano acrescido de juros pela variação do CDI (vide Nota Explicativa nº 30).A exposição líquida à taxa de câmbio é como segue:EXPOSIÇÃO ÀS TAXAS DE CÂMBIO 31/12/2006 31/12/2005Dólar Norte-AmericanoEmpréstimos e Financiamentos 425.968 496.795( - ) Operações contratadas de hedge/swap (239.279) (278.377)186.689 218.418Outras moedas estrangeirasEmpréstimos e FinanciamentosEuro 18.601 20.090Outros 807 4.49619.408 24.586Passivo Líquido Exposto 206.097 243.004b) Risco de taxas de jurosA Cemig Distribuição está exposta ao risco de elevação das taxas de juros internacionais, com impacto nosempréstimos e financiamentos em moeda estrangeira com taxas de juros flutuantes (principalmente Libor), nomontante de R$81.464 em 31 de dezembro de 2006.No que se refere ao risco de elevação das taxas de juros nacionais, a Companhia considera que este risco foireduzido em função dos ativos que também são indexados a taxas de juros, conforme demonstrado a seguir:EXPOSIÇÃO ÀS TAXAS DE JUROS NACIONAIS 31/12/2006 31/12/2005AtivosAplicações Financeiras 143.525 505.307Ativos Regulatórios 1.770.037 1.858.9751.913.562 2.364.282PassivosEmpréstimos e Financiamentos (1.232.520) (956.548)Passivos Regulatórios (775.668) (601.703)Operações Contratadas de Hedge/swap (239.279) (278.377)(2.247.467) (1.836.628)Ativo superior às obrigações (Passivo Líquido Exposto) (333.905) 527.654c) Risco de créditoO risco decorrente da possibilidade da Cemig Distribuição vir a incorrer em perdas advindas da dificuldade derecebimento dos valores faturados a seus clientes é considerado baixo. Parcela substancial do fornecimento brutode energia está pulverizada em um grande número de consumidores. Os procedimentos da Companhia pararedução da inadimplência compreendem a emissão de aviso de vencimento dos débitos, contatos telefônicos enegociações que viabilizem o recebimento dos créditos. Após serem esgotadas as possibilidades de regularizaçãodas contas em atraso, a Companhia procede à suspensão do fornecimento.428

d) Risco de Aceleração do Vencimento de DívidasA Companhia possui contratos de empréstimos e financiamentos, com cláusulas restritivas (“covenants”)normalmente aplicáveis a esses tipos de operações, relacionadas ao atendimento de índices econômicofinanceiros,geração de caixa e outros indicadores. O não atendimento dessas cláusulas poderia implicar novencimento antecipado das dívidas. Umas dessas cláusulas restritivas não foi atendida e a Companhia obteve oconsentimento formal (“waiver”) dos credores (vide Nota Explicativa n° 16), de que não irão exigir o vencimentoantecipado da obrigação.30) – INSTRUMENTOS FINANCEIROSOs instrumentos financeiros da Cemig Distribuição estão restritos a Disponibilidades, Consumidores eRevendedores, Empréstimos e Financiamentos, Obrigações com Debêntures e “swaps” de moedas, sendo osganhos e perdas obtidos nas operações integralmente registrados de acordo com o regime de competência.a) Valor de MercadoOs valores de mercado dos ativos e passivos financeiros são determinados com base em informação de mercadodisponíveis e metodologias de valorização apropriadas. O uso de diferentes premissas de mercado e/oumetodologias de estimativas poderiam causar um efeito diferente nos valores estimados de mercado.Os saldos contábeis das aplicações financeiras em 31 de dezembro de 2006 e de 2005, equivalem aos valores demercado, pois encontram-se registrados aos valores de realização. Os valores de mercado dos empréstimos efinanciamento e das operações de swap forma calculados conforme o valor presente destes instrumentosfinanceiros, considerando a taxa de juros praticada pelo mercado para operações de natureza, prazo e riscosimilares, conforme demonstrado abaixo.O valor de mercado dos instrumentos derivativos está demonstrado a seguir:31/12/2006Valor contábil Valor de MercadoAtivosAplicações Financeiras 143.525 143.525PassivosEmpréstimos e Financiamentos 2.417.911 2.370.433Operações Contratadas de Hedge 134.877 145.5622.552.788 2.515.995b) Instrumentos DerivativosOs instrumentos derivativos contratados pela Companhia tem o propósito de proteger as operações da CemigDistribuição contra os riscos decorrentes de variação cambial e não são utilizados para fins especulativos.Os valores do principal das operações com derivativos não são registrados no balanço patrimonial, visto que sãoreferentes a operações que não envolvem o trânsito de caixa integral, mas somente dos ganhos ou perdasauferidos ou incorridos. Os resultados líquidos nestas operações representaram perdas em 2006 e 2005 deR$75.861 e R$85.817, respectivamente, registrados no resultado financeiro.O reconhecimento do resultado líquido não realizado nas operações com instrumentos derivativos é feito peloregime de competência de exercícios, o que pode gerar diferenças quando comparado com o valor estimado demercado de tais instrumentos. Esta diferença decorre do fato do valor de mercado compreender o reconhecimentoa valor presente dos ganhos ou perdas futuros a serem incorridos nas operações, de acordo com a expectativa domercado no momento em que o valor é apurado.429

O quadro a seguir apresenta os instrumentos derivativos contratados pela Companhia, os ganhos/(perdas) nãorealizados, registrados, e a respectiva estimativa do valor de mercado destes instrumentos em 31 de dezembro de2006:31/12/2006Ganho (Perda) não realizadoDireito da Obrigação da Período de Valor principal Valor Valor EstimadoCemig Distribuição Cemig Distribuição Vencimento contratado - milhares Contábil de MercadoUS$ R$ Devariação cambial + taxa 100% do CDI + taxa 04/2007(5,58% a.a. a 7,14% a.a.) (1,5% a.a. a 3,01% a.a.) até 06/2013 US$111.917 (134.877) (145.562)31) – SEGUROSA Cemig Distribuição mantém apólices de seguro visando cobrir danos em determinados itens do seu ativo, comosegue:ImportânciaAtivos Cobertura Data de Vigência Segurada Prêmio AnualAeronáutico – Aeronaves Casco 24/04/2006 a 28/04/2007 14.601 229Almoxarifados, Instalações prediais e Equipamentosde telecomunicações Incêndio 10/07/2006 a 10/07/2007 390.032 63Risco Operacional –Equipamentos de Potência Total 05/05/2006 a 05/05/2007 509.525 982A Cemig Distribuição não tem apólices de seguro para cobrir acidentes com terceiros e não está solicitandopropostas para este tipo de seguro. Adicionalmente, a Companhia não solicitou propostas e não possui apólicesvigentes para seguros contra eventos que poderiam afetar suas instalações, tais como terremotos e inundações,falhas sistêmicas ou risco de interrupção dos negócios.A Cemig Distribuição não tem experimentado perdas significativas em função dos riscos acima mencionados.32) – OBRIGAÇÕES CONTRATUAISA Companhia possui obrigações contratuais e compromissos que incluem a amortização de empréstimos efinanciamentos, contratos com empreiteiros para a construção de novos empreendimentos, compra de energiaelétrica de Itaipu e outros, conforme demonstrado na tabela a seguir:20132007 2008 2009 2010 2011 2012 em diante TotalEmpréstimos e Financiamentos 282.260 291.909 134.876 264.578 230.062 324.066 890.160 2.417.911Compra de Energia Elétrica de Itaipu (1) 1.216.238 1.020.990 1.070.369 1.103.214 1.114.702 1.158.536 498.713 7.182.762Transporte de Energia Elétrica de Itaipu (1) 77.932 81.424 84.955 88.817 93.037 97.253 42.270 565.688Programa Luz para Todos 203.585 - - - - - - 203.585Cresce Minas I 176.014 437.991 107.683 - - - - 721.688Sistema de Gestão Comercial 77.256 40.889 16.000 - - - - 134.145Compra de Energia - Leilão 748.534 1.022.859 1.261.611 1.532.601 1.662.144 1.741.701 4.415.331 12.384.781Dívida com Plano de Pensão-FORLUZ 87.369 64.283 68.140 69.593 63.005 61.388 540.696 954.474Total 2.869.188 2.960.345 2.743.634 3.058.803 3.162.950 3.382.944 6.387.170 24.565.034(1) Contrato com Furnas, em dólar americano, para compra de energia elétrica de Itaipu até Maio de 2013.33) – REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA DAS CONCESSIONÁRIAS DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA –FATO RELEVANTEA Resolução ANEEL nº 234, de 31 de outubro de 2006, estabeleceu novos conceitos e diretrizes relacionadas aosegundo ciclo de Revisão Periódica das Distribuidoras de energia elétrica.430

As principais alterações estão descritas a seguir:• As Obrigações Especiais serão amortizadas a partir da próxima Revisão Tarifária, com o registro a crédito noresultado do Exercício das Distribuidoras, utilizando-se a taxa média dos ativos que lhe deram origem. Tambémnão serão mais consideradas na definição das tarifas• A Base de ativos a ser utilizada na segunda Revisão Tarifária Periódica será a base anterior, atualizada pelo IGP-M, acrescida e/ou deduzida das novas adições e baixas ocorridas no período.• Na definição dos custos operacionais a serem cobertos pelas tarifas, a ANEEL continuará a utilizar a Empresade Referência como base comparativa.Os impactos financeiros futuros decorrentes do segundo ciclo de Revisão Tarifária Periódica (no caso da Cemigserá em 2008) ainda estão sendo analisados pela Administração, não sendo possível estimar no momento o efeitoem nossos negócios.34) – EVENTOS SUBSEQUENTESEmissão de Notas PromissóriasA Cemig Distribuição emitiu, em 02 de janeiro de 2007, 20(vinte) Notas Promissórias em favor do Banco CitibankS.A, no valor total de R$200 milhões, com vencimento em parcela única em 1º de julho de 2007, com juroscorrespondentes à taxa de 102% do CDI. Essas Notas Promissórias visam à recomposição do caixa utilizado nospagamentos de dívidas ocorridos entre agosto e dezembro de 2006.************************(Original assinado pelos signatários abaixo)Djalma Bastos de MoraisDiretor Presidentee cumulativamenteDiretor Vice-PresidenteLuiz Fernando RollaDiretor de Finanças,Participações e deRelações com InvestidoresMarco Antonio Rodrigues da Cunha Fernando Henrique Schüffner Neto José Maria de MacedoDiretor de Gestão Empresarial Diretor Diretor de Distribuiçãoe ComercializaçãoJosé Carlos de Mattos Pedro Carlos Hosken Vieira Leonardo George de MagalhãesDiretor de Planejamento, Superintendente Gerente de ContabilidadeProjetos e Construções de Controladoria Contador – CRC-MG-53.140431

ANEXO IDEMONSTRAÇÃO DO FLUXO DE CAIXAEXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2006 E 2005(Em milhares de Reais)Demonstração de acordo com os critérios de divulgação estabelecidos pelo pronunciamento contábil norteamericanoFAS 95 - Statement of Cash Flows, considerando que a Companhia é registrada na SEC – Security andExchange Commission e também elabora demonstrações financeiras em conformidade com princípios contábeisgeralmente aceitos nos Estados Unidos da América ( “ U.S. GAAP” )31/12/2006 31/12/2005DAS OPERAÇÕESLucro Líquido do Exercício 769.567 990.129Despesas (Receitas) que não afetam o Caixa -Depreciação e Amortização 367.294 363.672Baixas Líquidas de Imobilizado 15.093 26.141Juros e Variações Monetárias de Longo Prazo (161.087) (497.961)Imposto de Renda e Contribuição Social Diferidos (125.100) 338.694Provisões para Perdas Operacionais 104.391 101.726Provisão da Recomposição Tarifária Extraordinária 7.759 82.285Ativo Regulatório – PIS/PASEP E COFINS - (76.244)Obrigações Pós-Emprego 115.793 111.189Reajuste Tarifário Diferido - (591.010)1.093.710 848.621(Aumento) Redução de Ativos-Consumidores e Revendedores (324.446) (160.442)Recomposição Tarifária Extraordinária 257.171 260.577Tributos Compensáveis (32.936) (123.769)Transporte de Energia (55.543) (250.492)Reajuste Tarifário Diferido 294.353 53.419Ativo Regulatório – PIS/PASEP E COFINS 115.280 27.371Outros Ativos Circulantes (147.972) (90.085)Despesas Antecipadas – CVA 110.412 88.075Outros Realizáveis a Longo Prazo (18.481) 74.458197.838 (120.888)Aumento (Redução) de Passivos-Fornecedores (94.817) 172.410Tributos e Contribuição Social (4.439) (5.189)Salários e Contribuições Sociais 996 33.694Encargos Regulatórios 84.361 124.287Empréstimos e Financiamentos (1.008) 7.759Obrigações Pós-Emprego (187.960) (186.549)Despesas Antecipadas – CVA 92.551 179.009Outros 86.621 (93.788)(23.695) 231.633CAIXA GERADO PELAS OPERAÇÕES 1.267.853 959.366ATIVIDADE DE FINANCIAMENTOFinanciamentos Obtidos 410.212 709.407Empréstimos de Curto Prazo 300.000 -Pagamentos de Empréstimos e Financiamentos (410.139) (289.075)Juros Sobre Capital Próprio e Dividendos (967.918) -(667.845) 420.332TOTAL DE INGRESSO DE RECURSOS 600.008 1.379.698432

INVESTIMENTOSEm Investimentos (859) (1.236)No Imobilizado (1.217.677) (921.075)Obrigações Especiais – Contribuições do Consumidor 299.370 75.873(919.166) (846.438)VARIAÇÃO LÍQUIDA DE CAIXA (319.158) 533.260DEMONSTRAÇÃO DA VARIAÇÃO DO CAIXANo início do exercício 533.261 1No fim do exercício 214.103 533.261(319.158) 533.260PAGAMENTOS EFETUADOS NO EXERCÍCIOJuros sobre empréstimos e financiamentos 270.686 155.236Imposto de Renda e Contribuição Social 471.574 262.262TRANSAÇÕES QUE NÃO ENVOLVERAM A SAÍDA DE CAIXAEncargos Financeiros Transferidos para o Imobilizado 2.743 59DEMONSTRAÇÃO DO VALOR ADICIONADO31/12/2006 31/12/2005RECEITASVenda de Energia e Serviços 9.283.286 9.274.966Provisão sobre Créditos de Liquidação Duvidosa (104.612) (98.841)Resultado Não Operacional (25.500) (30.716)9.153.174 9.145.409INSUMOS ADQUIRIDOS DE TERCEIROSEnergia Elétrica Comprada para Revenda (1.981.437) (1.890.075)Encargos de Uso da Rede Básica da Transmissão (515.224) (554.363)Serviços de Terceiros (329.204) (312.477)Materiais (58.520) (73.444)Outros Custos Operacionais (92.605) (378.638)(2.976.990) (3.208.997)VALOR ADICIONADO BRUTO 6.176.184 5.936.412RETENÇÕESDepreciação e Amortização (367.294) (363.672)VALOR ADICIONADO LÍQUIDO 5.808.890 5.572.740VALOR ADICIONADO RECEBIDO EM TRANSFERÊNCIAReceitas Financeiras 791.088 910.836VALOR ADICIONADO A DISTRIBUIR 6.599.978 6.483.576ANEXO IIDISTRIBUIÇÃO DO VALOR ADICIONADO% %Pessoal e Encargos 1.108.345 17 769.397 12Impostos, Taxas e Contribuições 4.163.999 62 4.188.978 64Despesas financeiras e Aluguéis 558.067 8 535.072 8Juros sobre Capital Próprio e Dividendos 731.089 12 940.623 15Lucros Retidos 38.478 1 49.506 16.599.978 100 6.483.576 100433

12.01 - DESCRIÇÃO DAS INFORMAÇÕES ALTERADASData da alteração: 04/04/2007Não ocorreu alteração no Balanço Patrimonial, Demonstração de Resultado do Exercício, DOAR e DMPL.Alterações Ocorridas:Balanço Social da Cemig DistribuiçãoA Cemig Distribuição em NúmerosNotas Explicativas32) - Obrigações Contratuais434

SERVIÇO PÚBLICO FEDERALDivulgação ExternaCVM - COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOSDFP - DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS PADRONIZADASEMPRESA COMERCIAL, INDUSTRIAL E OUTRAS Data-Base - 31/12/2005 Legislação SocietáriaO REGISTRO NA CVM NÃO IMPLICA QUALQUER APRECIAÇÃO SOBRE A COMPANHIA, SENDO OS SEUS ADMINISTRADORES RESPONSÁVEIS PELAVERACIDADE DAS INFORMAÇÕES PRESTADAS.01.01 - IDENTIFICAÇÃO1 - Código CVM 2 - Denominação Social 3 - CNPJ 4 - NIRE02030-3 CEMIG DISTRIBUIÇÃO S.A. 06.981.180/0001-1601.02 - SEDE1 - Endereço Completo 2 - Bairro ou Distrito 3 - CEP 4 - Município 5 - UFAv. Barbacena, 1200 - 17º andar Santo Agostinho 30190-131 Belo Horizonte MG6 - DDD 7 - Telefone 8 - Telefone 9 - Telefone 10 - Telex31 3299-4900 3299-3815 3299-4524 31112411 - DDD 12 - Fax 13 - Fax 14 - Fax 15 - E-mail31 3299-3934 – – mail@cemig.com.br01.03 - DIRETOR DE RELAÇÕES COM INVESTIDORES (Endereço para Correspondência com a Companhia)1 - Nome 2 - Endereço Completo 3 - Bairro ou DistritoFlávio Decat de Moura Av. Barbacena, 1.200 Santo Agostinho4 - CEP 5 - Município 6 - UF 7 - DDD 8 - Telefone 9 - Telefone 10 - Telefone39190-131 Belo Horizonte MG 31 3299-4903 3299-3818 3299-481011 - Telex 12 - DDD 13 - Fax 14 - Fax 15 - Fax 16 - E-mail311124 31 3299-4691 3299-3933 3299-3864 flaviodecat@cemig.com.br01.04 - REFERÊNCIA/AUDITORExercício 1 - Data de Início do Exercício Social 2 - Data de Término do Exercício Social1 - Último 01/01/2005 31/12/20052 - Penúltimo 08/09/2004 31/12/20043 - Antepenúltimo4 - Nome/Razão Social do Auditor 5 - Código CVM 6 - Nome do Responsável Técnico 7 - CPF do Resp. TécnicoDeloitte Touche Tohmatsu 00385-9 Gilberto Grandolpho 007.585.878-9901.05 - COMPOSIÇÃO DO CAPITAL SOCIALNúmero de Ações (Mil) 1 - 31/12/2005 2 - 31/12/2004 3 -Do Capital Integralizado1 - Ordinárias 2.261.998 1 02 - Preferenciais 0 0 03 - Total 2.261.998 1 0Em Tesouraria4 - Ordinárias 0 0 05 - Preferenciais 0 0 06 - Total 0 0 001.06 - CARACTERÍSTICAS DA EMPRESA1 - Tipo de Empresa 2 - Tipo de Situação 3 - Natureza do Controle Acionário 4 - Código AtividadeEmpresa Comercial, Industrial e Outras Operacional Estatal 1120 - Energia Elétrica5 - Atividade Principal 6 - Tipo de ConsolidadoConcessionária de Distribuição de Energia ElétricaNão Apresentado01.07 - SOCIEDADES NÃO INCLUÍDAS NAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS CONSOLIDADAS1 - Item 2 - CNPJ 3 - Denominação Social01.08 - PROVENTOS EM DINHEIRO1 - Item 2 - Evento 3 - Aprovação 4 - Provento 5 - Início Pagto. 6 - Tipo Ação 7 - Valor do Provento p/Ação01.09 - DIRETOR DE RELAÇÕES COM INVESTIDORES1 - Data 2 - Assinatura31/12/2005435

02.01 - BALANÇO PATRIMONIAL ATIVO (Reais Mil)Código Descrição 31/12/2005 31/12/20041 Ativo Total 9.255.552 1 01.01 Ativo Circulante 3.430.234 1 01.01.01 Disponibilidades 533.261 1 01.01.02 Créditos 2.744.548 0 01.01.02.01 Consumidores e Revendedores 1.188.665 0 01.01.02.02 Consumidores - RTE e Parcela "A" 271.800 0 01.01.02.03 Concessionários - Transporte de Energia 250.492 0 01.01.02.04 Tributos Compensáveis 81.774 0 01.01.02.05 Despesas Antecipadas - CVA 539.321 0 01.01.02.06 Créditos Tributários 51.883 0 01.01.02.07 Ativo Regulatório PIS-PASEP-COFINS 39.168 0 01.01.02.08 Reajuste Tarifário Diferido 321.445 0 01.01.03 Estoques 13.766 0 01.01.04 Outros 138.659 0 01.02 Ativo Realizável a Longo Prazo 2.623.260 0 01.02.01 Créditos Diversos 2.599.172 0 01.02.01.01 Consumidores - RTE e Parcela "A" 1.001.305 0 01.02.01.02 Despesas Antecipadas CVA 46.549 0 01.02.01.03 Créditos Tributários 87.207 0 01.02.01.04 Tributos Compensáveis 153.962 0 01.02.01.05 Depósitos Vinculados A Litígios 17.343 0 01.02.01.06 Consumidores e Revendedores 64.190 0 01.02.01.07 Ativo Regulatório PIS-PASEP-COFINS 374.622 0 01.02.01.08 Reajuste Tarifário Diferido 853.994 0 01.02.02 Créditos com Pessoas Ligadas 0 0 01.02.02.01 Com Coligadas 0 0 01.02.02.02 Com Controladas 0 0 01.02.02.03 Com Outras Pessoas Ligadas 0 0 01.02.03 Outros 24.088 0 01.03 Ativo Permanente 3.202.058 0 01.03.01 Investimentos 1.756 0 01.03.01.01 Participações em Coligadas 0 0 01.03.01.02 Participações em Controladas 0 0 01.03.01.03 Outros Investimentos 0 0 01.03.02 Imobilizado 3.199.925 0 01.03.03 Diferido 377 0 0436

02.02 - BALANÇO PATRIMONIAL PASSIVO (Reais Mil)Código Descrição 31/12/2005 31/12/20042 Passivo Total 9.255.552 1 02.01 Passivo Circulante 3.118.086 0 02.01.01 Empréstimos e Financiamentos 209.171 0 02.01.02 Debêntures 0 0 02.01.03 Fornecedores 640.809 0 02.01.04 Impostos, Taxas e Contribuições 438.340 0 02.01.05 Dividendos a Pagar 907.541 0 02.01.06 Provisões 337.233 0 02.01.06.01 Salários e Encargos Sociais 123.106 0 02.01.06.02 Encargos Regulatórios 158.634 0 02.01.06.03 Participação nos Lucros 55.493 0 02.01.07 Dívidas com Pessoas Ligadas 0 0 02.01.08 Outros 584.992 0 02.01.08.01 Despesas Antecipadas - CVA 208.195 0 02.01.08.02 Obrigações Pós-Emprego 114.866 0 02.01.08.03 Outras Obrigações 261.931 0 02.02 Passivo Exigível a Longo Prazo 3.825.962 0 02.02.01 Empréstimos e Financiamentos 1.925.946 0 02.02.02 Debêntures 0 0 02.02.03 Provisões 2.885 0 02.02.03.01 Provisões para Contingências 2.885 0 02.02.04 Dívidas com Pessoas Ligadas 0 0 02.02.05 Outros 1.897.131 0 02.02.05.01 Despesa Antecipada - CVA 31.508 0 02.02.05.02 Obrigações Pós-Emprego 935.126 0 02.02.05.03 Fornecedores 264.123 0 02.02.05.04 Impostos, Taxas e Contribuições 615.800 0 02.02.05.05 Outras Obrigações 50.574 0 02.03 Resultados de Exercícios Futuros 0 0 02.05 Patrimônio Líquido 2.311.504 1 02.05.01 Capital Social Realizado 2.261.998 1 02.05.02 Reservas de Capital 0 0 02.05.03 Reservas de Reavaliação 0 0 02.05.03.01 Ativos Próprios 0 0 02.05.03.02 Controladas/Coligadas 0 0 02.05.04 Reservas de Lucro 49.506 0 02.05.04.01 Legal 49.506 0 02.05.04.02 Estatutária 0 0 02.05.04.03 Para Contingências 0 0 02.05.04.04 De Lucros a Realizar 0 0 02.05.04.05 Retenção de Lucros 0 0 02.05.04.06 Especial p/Dividendos Não Distribuídos 0 0 02.05.04.07 Outras Reservas de Lucro 0 0 02.05.05 Lucros/Prejuízos Acumulados 0 0 0437

03.01 - DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO (Reais Mil)01/01/2005 a 08/09/2004 aCódigo Descrição 31/12/2005 31/12/20043.01 Receita Bruta de Vendas e/ou Serviços 9.274.966 0 03.01.01 Fornecimento Bruto de Energia 7.430.028 0 03.01.02 Reajuste Tarifário Diferido 591.010 0 03.01.03 Receita de Uso da Rede 1.200.587 0 03.01.04 Outras Receitas Operacionais 53.341 0 03.02 Deduções da Receita Bruta (2.878.119) 0 03.03 Receita Líquida de Vendas e/ou Serviços 6.396.847 0 03.04 Custo de Bens e/ou Serviços Vendidos (5.131.350) 0 03.04.01 Energia Elétrica Comprada para Revenda (1.890.075) 0 03.04.02 Encargos Uso da Rede Básica Transmissão (554.363) 0 03.04.03 Pessoal e Administradores (762.639) 0 03.04.04 Entidade de Previdência Privada (108.358) 0 03.04.05 Materiais (71.812) 0 03.04.06 Serviços de Terceiros (280.628) 0 03.04.07 Depreciação e Amortização (361.301) 0 03.04.08 Provisões Operacionais (66.617) 0 03.04.09 Royalties (Comp. Financ. Rec. Hídricos) (32.790) 0 03.04.10 Quota para Conta Consumo de Combustível (387.126) 0 03.04.11 Conta de Desenvolvimento Energético-CDE (279.025) 0 03.04.12 Reversão (Provisão) RTE (82.285) 0 03.04.13 Eficiência Energética e P&D (172.804) 0 03.04.14 Outras (81.527) 0 03.05 Resultado Bruto 1.265.497 0 03.06 Despesas/Receitas Operacionais (67.407) 0 03.06.01 Com Vendas (119.930) 0 03.06.02 Gerais e Administrativas (68.460) 0 03.06.03 Financeiras 108.164 0 03.06.03.01 Receitas Financeiras 882.507 0 03.06.03.02 Despesas Financeiras (774.343) 0 03.06.04 Outras Receitas Operacionais 12.819 0 03.06.05 Outras Despesas Operacionais 0 0 03.06.06 Resultado da Equivalência Patrimonial 0 0 03.07 Resultado Operacional 1.198.090 0 03.08 Resultado Não Operacional (30.716) 0 03.08.01 Receitas 0 0 03.08.02 Despesas 0 0 03.09 Resultado Antes Tributação/Participações 1.167.374 0 03.10 Provisão para IR e Contribuição Social (397.789) 0 03.11 IR Diferido 0 0 03.12 Participações/Contribuições Estatutárias 0 0 03.12.01 Participações 0 0 03.12.02 Contribuições 0 0 03.13 Reversão dos Juros sobre Capital Próprio 220.544 0 03.15 Lucro/Prejuízo do Exercício 990.129 0 0NÚMERO AÇÕES, EX-TESOURARIA (Mil) 2.261.998 1 0LUCRO POR AÇÃO (Reais) 0,43772 0,00000 0,00000PREJUÍZO POR AÇÃO (Reais)438

04.01 - DEMONSTRAÇÃO DAS ORIGENS E APLICAÇÕES DE RECURSOS (Reais Mil)01/01/2005 a 08/09/2004 aCódigo Descrição 31/12/2005 31/12/20044.01 Origens 2.834.803 1 04.01.01 Das Operações 801.663 0 04.01.01.01 Lucro/Prejuízo do Exercício 990.129 0 04.01.01.02 Vls. que não Repr. Mov. Cap. Circulante (188.466) 0 04.01.01.02.01 Depreciação e Amortização 363.672 0 04.01.01.02.02 Juros e Variações Monet.de Longo Prazo (497.961) 0 04.01.01.02.03 Impostos Federais Diferidos 390.577 0 04.01.01.02.04 Baixas Líquidas de Imobilizado 26.141 0 04.01.01.02.05 Obrigações Pós-Emprego 111.189 0 04.01.01.02.06 Provisão para Perdas - Recomp. Tarifária 82.285 0 04.01.01.02.07 Ativo Regulatório - PIS-PASEP-COFINS (76.244) 0 04.01.01.02.08 Provisão para Perdas Operacionais 2.885 0 04.01.01.02.09 Reajuste Tarifário Diferido (591.010) 0 04.01.02 Dos Acionistas 259.042 1 04.01.02.01 Ativo Líquido C.P.transf. através Aporte 259.042 0 04.01.02.02 Aumento de Capital 0 1 04.01.03 De Terceiros 1.774.098 0 04.01.03.01 Financiamentos Obitidos 709.407 0 04.01.03.02 Obrigações Especiais 75.873 0 04.01.03.03 Transf. Realiz. L.P. Desp.CVA 249.660 0 04.01.03.04 Transf. Realiz. L.P. PIS/COFINS 66.539 0 04.01.03.05 Transf. Realiz. L.P. Recomp.Tarif.Ext. 205.109 0 04.01.03.06 Transf. Realiz. L.P. Reajuste Tarif.Difer. 374.864 0 04.01.03.07 Transf. Realiz. L.P. Créditos Tributários 33.138 0 04.01.03.08 Redução do Realiz. a Longo Prazo 13.276 0 04.01.03.09 Outros 46.232 0 04.02 Aplicações 2.522.656 0 04.02.01 Tributos Compensáveis 51.636 0 04.02.02 Despesas Antecipadas - CVA 114.958 0 04.02.03 Em Investimentos 1.236 0 04.02.04 No Imobilizado 921.075 0 04.02.05 Juros sobre Capital Próprio e Dividendos 940.623 0 04.02.06 Transf.p/Circ. Fornecedores 70.591 0 04.02.07 Transf.p/Circ. Obrigações Especiais 156.705 0 04.02.08 Tributos e CSSL Transf. do Circulante 236.409 0 04.02.09 Outros 29.423 0 04.03 Acréscimo/Decréscimo no Cap. Circulante 312.147 1 04.04 Variação do Ativo Circulante 3.430.233 1 04.04.01 Ativo Circulante no Início do Exercício 1 0 04.04.02 Ativo Circulante no Final do Exercício 3.430.234 1 04.05 Variação do Passivo Circulante (3.118.086) 0 04.05.01 Passivo Circulante no Início Exercício 0 0 04.05.02 Passivo Circulante no Final do Exercício (3.118.086) 0 0439

05.01 - DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO DE 01/01/2005 A31/12/2005 (Reais Mil)Reservas Reservas Reservas Lucros/ TotalCapital de de de Prejuízos PatrimônioCódigo Descrição Social Capital Reavaliação Lucro Acumulados Líquido5.01 Saldo Inicial 1 0 0 0 0 15.02 Ajustes de Exercícios Anteriores 0 0 0 0 0 05.03 Aumento/Redução do Capital Social 2.261.997 0 0 0 0 2.261.9975.04 Realização de Reservas 0 0 0 0 0 05.05 Ações em Tesouraria 0 0 0 0 0 05.06 Lucro/Prejuízo do Exercício 0 0 0 0 990.129 990.1295.07 Destinações 0 0 0 49.506 (990.129) (940.623)5.07.01 Reserva Legal 0 0 0 49.506 (49.506) 05.07.02 Juros sobre Capital Próprio 0 0 0 0 (220.544) (220.544)5.07.03 Dividendos Complementares 0 0 0 0 (720.079) (720.079)5.08 Outros 0 0 0 0 0 05.09 Saldo Final 2.261.998 0 0 49.506 0 2.311.50405.02 - DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO DE 08/09/2004 A31/12/2004 (Reais Mil)Reservas Reservas Reservas Lucros/ TotalCapital de de de Prejuízos PatrimônioCódigo Descrição Social Capital Reavaliação Lucro Acumulados Líquido5.01 Saldo Inicial 0 0 0 0 0 05.02 Ajustes de Exercícios Anteriores 0 0 0 0 0 05.03 Aumento/Redução do Capital Social 1 0 0 0 0 15.03.01 Aporte de Capital 0 0 0 0 0 05.04 Realização de Reservas 0 0 0 0 0 05.05 Ações em Tesouraria 0 0 0 0 0 05.06 Lucro/Prejuízo do Exercício 0 0 0 0 0 05.07 Destinações 0 0 0 0 0 05.07.01 Reserva Legal 0 0 0 0 0 05.07.02 Juros sobre Capital Próprio 0 0 0 0 0 05.07.03 Dividendos Complementares 0 0 0 0 0 05.08 Outros 0 0 0 0 0 05.09 Saldo Final 1 0 0 0 0 109.01 - PARECER DOS AUDITORES INDEPENDENTES - SEM RESSALVAPARECER DOS AUDITORES INDEPENDENTESAos Acionistas e ao Conselho de Administração daCemig Distribuição S.A.Belo Horizonte - MG1. Examinamos os balanços patrimoniais da Cemig Distribuição S.A., levantados em 31 de dezembro de 2005 e2004, e as respectivas demonstrações do resultado, das mutações do patrimônio líquido e das origens eaplicações de recursos correspondentes ao exercício findo em 31 de dezembro de 2005, elaborados sob aresponsabilidade de sua Administração. Nossa responsabilidade é a de expressar uma opinião sobre essasdemonstrações financeiras.2. Nossos exames foram conduzidos de acordo com as normas brasileiras de auditoria e compreenderam: (a) oplanejamento dos trabalhos, considerando a relevância dos saldos, o volume de transações e o sistemacontábil e de controles internos da Companhia; (b) a constatação, com base em testes, das evidências e dosregistros que suportam os valores e as informações contábeis divulgados; e (c) a avaliação das práticas e dasestimativas contábeis mais representativas adotadas pela Administração da Companhia, bem como daapresentação das demonstrações financeiras tomadas em conjunto.440

3. Em nosssa opinião, as demonstrações financeiras referidas no parágrafo 1 acima representamadequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição patrimonial e financeira da Cemig DistribuiçãoS.A. em 31 de dezembro de 2005 e 2004, e o resultado de suas operações, as mutações de seu patrimôniolíquido e as origens e aplicações de seus recursos referentes ao exercício findo em 31 de dezembro de 2005, deacordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil.4. As informações suplementares contidas nos Anexos I e II, referentes, respectivamente, à demonstração dofluxo de caixa e do valor adicionado da Cemig Distribuição S.A. para o exercício findo em 31 de dezembro de2005, são apresentadas com o propósito de permitir análises adicionais e não são requeridas como parte dasdemonstrações financeiras básicas. Essas informações foram por nós examinadas, de acordo com osprocedimentos de auditoria mencionados no parágrafo 2 acima e, em nossa opinião, estão adequadamenteapresentadas, em todos os aspectos relevantes, em relação às demonstrações financeiras tomadas emconjunto.5. Conforme mencionado na nota explicativa n°. 12 às demonstrações financeiras, em decorrência da revisãotarifária periódica prevista nos contratos de concessão das empresas distribuidoras de energia elétrica,a ANEEL fixou, em 7 de abril de 2004, em caráter provisório, o reposicionamento tarifário da Companhia em37,86%, aplicado sobre as tarifas de fornecimento de energia elétrica retroativamente a 8 de abril de 2003.Em 7 de abril de 2005, a ANEEL alterou esse percentual, em caráter definitivo, para 44,41%. Essa alteraçãoresultou no aumento da receita bruta no montante de R$591.010 mil e um aumento no lucro líquido doexercício findo em 31 de dezembro de 2005 de R$335.398 mil, líquidos dos efeitos fiscais.Belo Horizonte, 8 de março de 2006DELOITTE TOUCHE TOHMATSUAuditores IndependentesCRC-2SP 011.609/O-8 S/MGGilberto GrandolphoContadorCRC-SP 139.572/O-5 S/MG10.01 - RELATÓRIO DA ADMINISTRAÇÃORELATÓRIO DA ADMINISTRAÇÃO 2005Senhores Acionistas,A Cemig Distribuição S.A. (“Cemig Distribuição” ou “Companhia”) submete à apreciação de V.Sas. o Relatório daAdministração em conjunto com as Demonstrações Financeiras e pareceres do Conselho Fiscal e dos AuditoresIndependentes referente ao exercício findo em 31 de dezembro de 2005.MENSAGEM DA ADMINISTRAÇÃOObtivemos em 2005 um expressivo resultado representado pelo nosso lucro líquido de R$ 990 milhões e pelageração de caixa de R$ 1.454 milhões, medida pelo LAJIDA, o que coloca a Cemig Distribuição não só como amaior distribuidora de energia elétrica do país mas também como uma das maiores da América Latina, seja pelalucratividade, pelo número de consumidores, pelo tamanho de nossa rede ou pelo volume de energia distribuída.Dentro do novo marco regulador, implementado a partir de 2003 pelo Governo Federal, buscamos usufruir detodas as oportunidades de crescimento que identificamos seja através da negociação franca e aberta com nossaagência de regulamentação, a ANEEL, que estabelece os mecanismos de remuneração das concessionárias, sejapela redução de nossos custos operacionais resultando em maior agregação de valor aos investimentos realizadospor nossos acionistas.Implementamos técnicas gerenciais que se inserem entre as mais eficazes utilizadas por empresas de ponta emtodo o mundo e que resultaram em melhoria substancial em nossos índices operacionais, tais como inspeções derede por helicóptero e controle via satélite de equipes de manutenção. Nossos empregados são intensivamentetreinados nestas técnicas que visam não somente a melhoria operacional mas também a segurança no trabalho epara a comunidade que servimos.441

Empregamos ferramentas de gestão que asseguram a maximização do desempenho empresarial tais como oBSC- balanced scorecard, que visa permear por toda a estrutura corporativa as metas e estratégias para oatendimento dos planos empresariais.Atendemos de forma geral a todos os requisitos operacionais mínimos estabelecidos pelo órgão regulador comofator de medição de qualidade de prestação de serviço aos nossos clientes o que resulta em adimplência total comnosso contrato de concessão. Neste aspecto, procuramos ampliar o entendimento sobre a regulamentação paraestabelecer uma relação de confiança com a agência reguladora, de forma a assegurar a prestação de serviço demelhor qualidade aos nossos clientes.Nossa gestão visa a assegurar a geração de recursos suficientes para financiar nossa expansão o que permiteatender não só os compromissos com nosso contrato de concessão mas também às metas de participação demercado estabelecidas em nosso Plano Diretor, conforme aprovado pelo Conselho de Administração da CemigHolding. Assim sendo, investimos em 2005 R$ 846 milhões para ampliar o atendimento aos nossos mais de 6milhões de consumidores com ênfase para o Programa Luz Para Todos, patrocinado pelos Governos Estadual eFederal, através de recursos a fundo perdido ou custos subsidiados e que visa à ligação de 100% de consumidoresrurais de baixa renda até o final de 2006.Reafirmamos nosso compromisso de gerir a Companhia com responsabilidade social e ambiental voltado para oatendimento dos interesses de longo prazo não só de nossos acionistas mas também de nossos empregados,clientes e da comunidade que servimos.Para isto temos tomado medidas que asseguram a sustentabilidade de nossa atividade tais como a seleçãocriteriosa de investimentos, redução de custos operacionais, atendimento às determinações legais e reguladoras eimplementação de práticas gerenciais modernas bem como aos anseios da comunidade que servimos através daligação de novos consumidores e o suprimento de energia elétrica a baixo custo às comunidades carentes.Estamos confiantes de que todo o conhecimento acumulado pela Companhia aliado ao foco no nosso negócio iráproporcionar grandes benefícios não só aos nossos acionistas mas também a todos que interagem com aCompanhia.AMBIENTE REGULATÓRIO - LEILÕES DE ENERGIA ELÉTRICAEsse foi um ano de consolidação do novo modelo do setor elétrico. Foram realizados quatro leilões para compra deenergia elétrica pelo governo federal no Ambiente de Contratação Regulada - ACR, através da Agência Nacional deEnergia Elétrica (Aneel) e da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (“CCEE”), sendo três leilões paraempreendimentos já existentes e um para novos empreendimentos.A realização de diversas audiências e consultas públicas e a conseqüente emissão de resoluções pela Aneel,regulamentando as regras de comercialização, também contribuíram para essa consolidação, com grandeenvolvimento dos agentes e de associações como Abradee, Abrage, Apine, Abrace e Abracel.Participação da Cemig Distribuição no leilão de energiaEm 2005, a Cemig Distribuição, participou dos diversos leilões de energia do Ambiente de Contratação Regulada(ACR). O primeiro desses leilões foi realizado pela CCEE em 07/12/2004 para início de suprimento a partir de01/01/2005. A Cemig Distribuição comprou energia com início de entrega em 2005, 2006 e 2008. O prazo deduração desses contratos é de 8 anos. Os resultados da compra e venda de energia pela Cemig Distribuição nosleilões de energia existente promovidos pela CCEE encontram-se na tabela a seguir:442

Leilões de Energia ExistenteAno de Início do Fornecimento2005 2006 2007 2008CEMIG-D (compra)Volume (MW médios) 530 919 - 105Prazo do Contrato (anos) 8 8 - 8Preço (R$/MWh) 57,51 67,33 - 83,13No Leilão de Energia Nova, realizado em 16/12/2005, a Cemig Distribuição realizou compras cujo resultado podeser observado na tabela abaixo.Leilão de Energia Nova2008 2009 2010HidráulicaVolume (MW médios) 4,5 3,2 92,0Prazo do Contrato (anos) 30 30 30Preço (R$/MWh) 106,95 113,89 114,83TérmicaVolume (MW médios) 35,3 58,8 89,0Prazo do Contrato (anos) 15 15 15Preço (R$/MWh) 132,26 129,26 121,81TotalVolume (MW médios) 39,8 62,0 181,0Preço (R$/MWh) 127,15 127,77 117,11DESVERTICALIZAÇÃOOs contratos de concessão para distribuição, transmissão e geração de energia elétrica da CEMIG, controladora daCemig Distribuição, assinados em 1997, determinavam a reestruturação das suas operações através dodesmembramento de suas atividades de geração, transmissão e distribuição em subsidiárias integrais(“desverticalização”).Adicionalmente, a Medida Provisória nº 144, de 11 de dezembro de 2003, posteriormente convertida naLei Federal nº 10.848, de 15 de março de 2004, de reestruturação do modelo do setor elétrico brasileiro,determinou a separação em empresas distintas das atividades de geração e transmissão da atividade dedistribuição de energia elétrica.Desta forma, as redes e linhas de distribuição e outros ativos e passivos relacionados às atividades de distribuiçãode energia elétrica da CEMIG foram transferidos, a partir de 1º de janeiro de 2005, para a Cemig Distribuição.FORNECIMENTO DE ENERGIA ELÉTRICAPolítica de atendimentoA Cemig Distribuição implementa, de forma contínua, ações de melhorias na estrutura de atendimento aos seusclientes, objetivando estabelecer canais de comunicação mais eficientes e agilidade no atendimento. Dentre asações, destacamos:• Manutenção contínua do credenciamento de estabelecimentos comerciais (farmácias, locadoras e padarias),para a expansão dos pontos de arrecadação e prestação de outros serviços comerciais em áreas que nãopossuem representação da Cemig Distribuição.443

• Implementação do Cemig Postal, um canal desenvolvido para os nossos clientes onde são utilizadosformulários com postagem "pré-paga", disponíveis gratuitamente em locais sinalizados nos agentes CemigFácil.• Expansão e adequação da Central de Atendimento “Fale com a Cemig” às exigências da ANEEL, queregulamentou este canal de comunicação dos clientes com as concessionárias de energia. Hoje, o “Fale com aCemig” está estruturado com 357 posições de atendimento para atender nossos clientes 24 horas por dia, viatelefone, portal da Cemig, Chat e e-mail, permitindo maior eficiência nos serviços e garantindo comodidade econforto aos clientes, que solicitam os serviços sem sair de casa. A capacidade de atendimento ultrapassa acasa das 60.000 chamadas/dia, tendo ultrapassado, em dias atípicos, o volume de 82.000 chamadas/dia, semprejuízo da qualidade do atendimento.• Reestruturação e modernização das Agências de Atendimento para adequá-las a uma nova filosofia derelacionamento, com aplicação das áreas de auto-atendimento e instalação de linhas telefônicas com acessodireto à Central de Atendimento “Fale com a Cemig”.Qualidade no fornecimentoOs gráficos a seguir apresentam a evolução histórica dos indicadores de qualidade.Do total desses indicadores, cerca de 20% se referem aos desligamentos programados para melhorias naqualidade do fornecimento. Esses desligamentos são precedidos de avisos e, portanto, reduzem o impacto, paraos clientes, do corte temporário de energia.TarifaAs tarifas da Cemig Distribuição tiveram um reajuste médio de 23,88%, a partir de 8 de abril de 2005. O reajustetarifário teve aplicação diferenciada por categoria de consumo com o objetivo de eliminar gradualmente,conforme nota da ANEEL, os subsídios cruzados existentes entre os grupos de consumo. Desta forma, osconsumidores residenciais tiveram um percentual de aumento de 18,48% em suas contas de energia enquantoque, os consumidores de alta tensão tiveram um aumento de 25,14%.Do reajuste médio de 23,88%, 12,40% referem-se efetivamente ao reajuste tarifário anual e 11,48% aoscomponentes financeiros externos ao reajuste anual, incluídos para amortização de ativos regulatórios aindarelacionados ao programa de racionamento, revisão tarifária de 2003 e outros.DESEMPENHO ECONÔMICO - FINANCEIROLucro LíquidoA Cemig Distribuição apresentou, no exercício de 2005, um lucro líquido de R$990 milhões. Os principais itens quecompõem este resultado estão demonstrados a seguir:444

Receita OperacionalRECEITAS OPERACIONAIS – R$ milhões2005Fornecimento a Consumidores Finais 7.335Suprimento a Outras Concessionárias e Transações com energia na CCEE/MAE 95Fornecimento Bruto de Energia Elétrica 7.430Reajuste Tarifário Diferido 591Receita de Uso da Rede 1.201Outras Receitas Operacionais 539.275Receita com venda de energia para consumidores finais:A receita com fornecimento bruto de energia elétrica aconsumidores finais em 2005 foi de R$7.335 milhões,correspondentes a 20.192 GWh, fornecidos a 6.010milhões de consumidores. As classes de consumo maisrepresentativas são a residencial, a industrial e acomercial, representando 32,6%, 26,4% e 18,6% doconsumo total, respectivamente.Receita com venda de energia para revendedores e transações com energia livre na CCEE/MAEEsta receita decorre substancialmente das sobras de energia adquirida em relação ao consumo e que foramrevendidas na CCEE.Reajuste Tarifário DiferidoEm abril de 2005 foi divulgado, de forma retroativa a abril de 2003, o resultado da revisão tarifária periódica daCemig Distribuição, implicando em um direito de recomposição nas tarifas de 44,41%.O reajuste médio aplicado às tarifas em 8 de abril de 2003 foi de 31,53%. Para compensar a Cemig Distribuiçãopela receita a menor faturada de abril de 2003 a abril de 2005, a ANEEL incluirá nos reajustes tarifários previstospara ocorrerem de 2005 a 2007 um percentual adicional.A diferença entre o reposicionamento tarifário ao qual a Cemig Distribuição tem direito e a tarifa efetivamentecobrada dos consumidores de 2003 a 2005 foi reconhecida como um ativo regulatório em contrapartida aoresultado do exercício, no montante de R$591 milhões.Receita de Uso da RedeA receita de uso da rede em 2005 foi de R$1.201 milhões e refere-se a encargos de uso da rede de distribuição(“TUSD”), cobrados dos consumidores livres que são atendidos substancialmente pela Cemig Geração eTransmissão.445

Custos e despesas operacionais2005 Represent. %Custos ControláveisPessoal 595 11,2Participações dos Empregados 187 3,5Obrigações Pós-emprego 111 2,1Materiais 73 1,4Serviços de Terceiros 313 5,9Depreciação e Amortização 364 6,9Provisões Operacionais 133 2,5Provisão para Perdas na Recuperação da RTE 82 1,5Outras Despesas Líquidas 133 2,51.991 37,5Custos não controláveisEnergia Elétrica Comprada para Revenda 1.890 35,6Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos 33 0,6Quota para Conta de Consumo de Combustível - CCC 387 7,3Encargos de Uso da Rede Básica de Transmissão 554 10,4Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 279 5,3Eficiência Energética e Pesquisa e Desenvolvimento 173 3,33.316 62,55.307 100,0Custos não controláveisOs valores dos custos e despesas não controláveis registrados no resultado referem-se aos valores que foramefetivamente utilizados na composição do cálculo da tarifa a ser aplicada pela Cemig Distribuição.As diferenças entre os somatórios dos custos não controláveis (incluídos na parcela “A” do reajuste tarifário) queforam incluídos no cálculo do reajuste tarifário e os desembolsos efetivamente ocorridos são compensados nosreajustes tarifários subseqüentes, através de um mecanismo chamado de CVA (“Compensação da variação dositens da Parcela “A”).Estas diferenças são registradas no Ativo Circulante e Realizável a Longo Prazo como despesas antecipadas, caso aCompanhia tenha desembolsado valores a maior do que havia sido considerado na tarifa, ou como obrigações noPassivo Circulante e Não Circulante, em caso contrário.Conforme mencionado no parágrafo anterior, segue abaixo tabela com os valores de CVA que foram incluídos eexcluídos do resultado de 2005.Despesa Valores Valores Despesaoperacional de CVA de CVA efetivasem os incluídos no excluídos do reconhecidaefeitos da resultado do resultado do no resultadoCVA período período de 2005Energia Elétrica Comprada para Revenda 1.766 210 (86) 1.890Compensação Financeira pela Utilizaçãode Recursos Hídricos - 34 (1) 33Quota para Conta de Consumo deCombustível - CCC 378 1 8 387Encargos de Uso da Rede Básica de Transmissão 458 109 (13) 554Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 251 28 - 279Programa de Incentivo às Fontes Alternativasde Energia Elétrica- PROINFA 4 - (4) -Total 2.857 382 (96) 3.143446

Compra de energiaParcela representativa da energia para revenda é advinda da usina de Itaipu, complementado pela compra atravésdos leilões de energia e outros contratos bilaterais.Os valores de compra de energia em cada um dos itens estão demonstrados na nota explicativa nº 26 dasdemonstrações financeiras.Encargos de Uso da rede de TransmissãoOs encargos de uso da rede de transmissão referem-se aos encargos devidos pelos agentes de distribuição egeração de energia elétrica pela utilização das instalações, componentes da rede básica, além de investimentosfeitos na rede básica de transmissão do Brasil, cujos custos são repassados para os consumidores.Quota para Conta de Consumo de Combustível – CCCA CCC refere-se aos custos de operação das usinas térmicas dos sistemas interligado e isolado brasileiro,localizadas principalmente no norte do Brasil, e que são rateados entre os concessionários de energia elétrica,conforme valores divulgados pela ANEEL.Conta de Desenvolvimento Energético – CDEA Conta de Desenvolvimento Energético – CDE tem o objetivo de promover o desenvolvimento energético dosEstados e a competitividade da energia produzida através de fontes alternativas. Os valores a serem pagos pelaCemig Distribuição são definidos pela ANEEL através de Resolução.Compensação Financeira pela Utilização de Recursos HídricosApesar da despesa referente Compensação financeira pela utilização de recursos hídricos ser basicamente oriundada geração de energia, os valores apresentados na Cemig Distribuição estão relacionados ao período em que aindanão havia ocorrido a desverticalização da Controladora.Eficiência Energética e Pesquisa e DesenvolvimentoConforme regulação do setor elétrico, as empresas de distribuição devem investir o percentual de 1,00% da suareceita líquida em programas de eficiência energética e P&D. Alguns programas de eficiência energética e P&Drelacionados a receita de períodos anteriores ainda não foram concluídos pelos agentes do setor elétrico, existindoainda gastos a serem realizados. Este atraso decorre do tempo utilizado na elaboração dos projetos e aprovaçãopela ANEEL.Em atendimento a instrução da ANEEL, a Cemig Distribuição reconheceu como despesa no resultado do exercíciode 2005 os gastos a serem realizados e para os quais a CEMIG já havia recebido a tarifa correspondente emexercícios anteriores, no valor de R$173 milhões.Custos controláveisDespesa com PessoalA despesa com pessoal representa o principal custo controlável no valor de R$595 representando 11,2% dasdespesas operacionais. A segregação dos custos com pessoal está demonstrada na nota explicativa nº 26 dasdemonstrações financeiras.Participação dos empregados nos resultadosA Cemig Distribuição utiliza como critério geral para pagamento da participação dos empregados um percentual de3% do resultado operacional definido pela ANEEL na prestação anual de contas.Adicionalmente, no dissídio coletivo em novembro de 2005 foi acordado com o sindicato o pagamento de parcelaextraordinária de R$132 milhões.447

Benefícios pós-empregoEstas despesas representam basicamente os juros incidentes sobre as obrigações atuariais da Cemig Distribuição,líquidos do rendimento esperado dos ativos dos planos, estimados por atuário externo.Receitas (Despesas) FinanceirasO resultado financeiro de 2005, não considerando a despesa financeira com o pagamento de juros sobre o capitalpróprio, foi uma receita financeira líquida de R$329 milhões (receita de R$883 milhões contra R$554 milhões dedespesa). As contas mais representativas que impactaram o resultado financeiro foram:• Receita com variação monetária do acordo geral do setor elétrico no montante de R$269 milhões,representando 30,5% do total das receitas financeiras do exercício.• Receita com variação monetária e juros incidentes sobre o ativo originado do Reajuste Tarifário Diferido nomontante de R$229 milhões representando 26,0% do total das receitas financeiras do exercício.• Despesa com encargos de empréstimos e financiamentos no montante de R$217 milhões representando39,2% do total das despesas financeiras do exercício.Vide a composição das receitas e despesas financeiras na Nota Explicativa nº 27 das demonstrações financeiras de2005.Imposto de Renda e Contribuição SocialA Cemig Distribuição apurou em 2005, despesas com Imposto de Renda e Contribuição Social no montante deR$398 milhões em relação ao lucro de R$1.167 milhões, antes dos efeitos fiscais, um percentual de 34,1%. Estastaxas efetivas estão conciliadas com as taxas nominais na nota explicativa nº 11 das demonstrações financeiras de2005.A Distribuição obteve um ganho fiscal em 2005 no montante de R$75 milhões, em função da destinação de jurossobre o capital próprio, em substituição do dividendo mínimo obrigatório do exercício de 2005.LIQUIDEZ E FLUXO DE CAIXAO disponível no fim do exercício somava R$533 milhões.A Geração de caixa operacional foi de R$959 milhões, sendo afetada positivamente principalmente pelo lucrolíquido ajustado pelas receitas e despesas que não afetaram o caixa, no valor de R$849 milhões e pelorecebimento de valores de RTE no montante de R$261milhões.As atividades de financiamento representaram uma entrada líquida de caixa de R$420 milhões, oriunda definanciamentos obtidos de R$709 milhões contra amortizações no valor de R$289 milhões.No que se referente aos investimentos, a Companhia investiu R$846 milhões em 2005, relacionadosprincipalmente ao Programa Luz para Todos (comentado em maiores detalhes a seguir).INVESTIMENTOSA Companhia possui um Comitê de Priorização de Obras, que vem atuando na análise dos projetos de expansãoconstantes do plano qüinqüenal de negócios, recomendando à Diretoria Executiva a execução desses projetos egarantindo que o retorno mínimo exigido pelo Conselho de Administração seja atendido.Programa “Luz para Todos” – Universalização do acesso e uso da energia elétricaA Universalização do Acesso e Uso da Energia Elétrica se tornou obrigatória através de Lei Federal que atribuiu àANEEL a tarefa de estabelecer metas de universalização do acesso ao serviço público de energia elétrica, nas quaiso atendimento de novas ligações, para unidades consumidoras com carga instalada de até 50 KW atendidas emtensão secundária, deverá ser realizado sem ônus de qualquer espécie para o solicitante.448

O Programa instituído pelo Governo Federal em 2003 e denominado “Luz para Todos”, objetivou antecipar a metade completar 100% da eletrificação no país até 2008, sem qualquer ônus para o consumidor.Em Minas Gerais, o protocolo de adesão assinado estabelece o prazo limite da universalização no Estado de MinasGerais até 2006, o que exigirá a ligação de aproximadamente 176 mil consumidores rurais.O Programa tem um orçamento estimado pelaCemig Distribuição em R$1.641 milhões, sendonecessária a construção de 65 mil Km de rede rural.Os recursos do Governo Federal são a fundoperdido ou com custos subsidiados e devem seraportados pela Eletrobrás.Conforme estabelecido pelo Conselho deAdministração, 5,00% do lucro líquido anual deveser destinado a viabilização de projetos de grandealcance social e de rentabilidade reduzida. A CemigDistribuição utilizará parte destes recursos noPrograma “Luz para Todos”.Em junho de 2005, a Cemig Distribuição assinou contratos com empreiteiras com experiência em integração degrandes empreendimentos, para ligação de cerca de 140 mil clientes rurais do mercado potencial identificado nasua área de concessão, em regime de empreitada parcial. Essa medida possibilitará o cumprimento da meta e docronograma estabelecidos para conclusão do Programa Luz para Todos em 2006.No dia 24 de outubro, foi assinado o 2o contrato de financiamento de aproximadamente R$376 milhões com aEletrobrás, referente à parcela de participação do Governo Federal nas obras do Programa Luz para Todos. Até ofinal de 2005 já haviam sido ligados cerca de 50 mil clientes rurais.Programa Campos de LuzEsse Programa tem por objetivo incentivar a prática de esportes com a iluminação de campos de futebol, atravésde um convênio entre a Cemig Distribuição e o Governo do Estado de Minas Gerais. Nos anos de 2004 e 2005 foramiluminados 144 campos. Em 2006 mais 300 campos serão iluminados. O custo orçado é de R$18 milhões, sendo ametade de responsabilidade da Cemig Distribuição.Projetos de Melhoria da Iluminação PúblicaA Cemig Distribuição vem executando obras de melhoria na iluminação pública no Estado, fazendo a substituiçãode luminárias e lâmpadas de vapor de mercúrio por equipamentos a vapor de sódio.O objetivo principal é modernizar os sistemas de Iluminação Pública com a introdução de tecnologia maiseficiente, visando a redução do consumo de energia elétrica no horário de ponta do sistema elétrico, com reduçãodos gastos com operação. Além disso, visa melhorar as condições de segurança e a qualidade de vida nas cidadesmineiras.Esses projetos fazem parte do Programa de Eficiência Energética - PEE, investimentos provenientes da aplicaçãode 0,5% da receita líquida da Empresa no ano, que são aprovados pela Agência Nacional de Energia Elétrica -ANEEL.A Cemig Distribuição utilizou o Índice de Crimes Violentos – ICV, fornecido pela Polícia Militar de Minas Gerais –PMMG, para definir a ordem de atendimento das cidades e locais a serem eficientizados, estabelecendoprioridades de execução das obras. Além disso, para que o máximo de municípios fossem atendidos, a CemigDistribuição estabeleceu um valor máximo para as obras, representando em média, 4% da conta de energiaelétrica da Prefeitura, atingindo um investimento total de até R$500 mil por município.Em 2005, no Programa de Eficientização, a Empresa substituiu aproximadamente 58 mil luminárias, espalhadaspor todas as regiões de Minas Gerais, gerando uma economia de demanda da ordem de 4,6 MWh, que representa,em um ano, 20.150 MWh de energia.449

Além do atendimento à resolução da ANEEL, realizado com recursos próprios, a Cemig Distribuição repassa aosmunicípios do Estado, financiamentos da Eletrobrás, através do Programa Nacional de Iluminação PúblicaEficiente – Reluz. Criado em 2001, ele visa complementar ou possibilitar projetos maiores para as cidades quedesejam investir em eficiência energética na iluminação pública.O Reluz se diferencia dos projetos de eficiência energética da Empresa, que são aprovados pela ANEEL, pois nele,os empréstimos são liberados somente para iluminação pública, abrindo um leque de opções para essesinvestimentos. O financiamento, que pode ser pago em 36 parcelas fixas, com juros de 6% ao ano, pode ser obtidopara diversos tipos de obras e, não apenas para a troca de lâmpadas de vapor de mercúrio pelas de vapor de sódio.Em 2005, no Programa Reluz, foram modernizados 16.000 pontos de iluminação pública, principalmente em BeloHorizonte, com investimentos de R$6 milhões, propiciando uma redução anual de 1.400 MWh no consumo.Programa Cresce MinasAprovado pela Diretoria Executiva e pelo Conselho de Administração o “Programa Cresce Minas”, no valor global deR$686 milhões, a ser executado em 3 anos a partir de 2006, visa a recuperação das condições do sistema elétricopara o atendimento ao mercado de Minas Gerais frente à retomada do crescimento e também o restabelecimentodas condições operativas do sistema de Transmissão e Distribuição e da manutenção dos níveis de qualidade deserviço dentro dos parâmetros regulados por níveis de tensão e continuidade.Outros projetos de distribuiçãoForam negociados importantes projetos de iluminação de rodovias que proporcionarão maior segurança para osusuários e para a população que habita as suas margens, destacando-se a iluminação de 22,5 km da MG-010, 22Km da BR-040 e 9,6 Km da MG-030. A conclusão da parte relativa à BR-040 e MG-030 se deu em fevereiro/2005 aocusto total de R$4,96 milhões.A iluminação da MG-010 compreendendo o trecho entre Belo Horizonte e o Aeroporto Internacional TancredoNeves (“Confins”), viabilizará a transferência dos vôos domésticos de Belo Horizonte, do Aeroporto da Pampulhapara Confins, proporcionando melhor infra-estrutura e segurança aos usuários além de ampliar a utilização doPorto Seco da região. Este projeto se estenderá até 2006 com custo total previsto de R$4,17 milhões.RELACIONAMENTO COM OS AUDITORES INDEPENDENTESTemos como princípio não contratar serviços de consultoria dos auditores externos que possam interferir naindependência dos trabalhos de auditoria.Em 2005, os auditores independentes da Cemig Distribuição não prestaram nenhum tipo de serviço de consultoria.GESTÃOA Cemig Distribuição ampliou a certificação de seus processos pela Norma Internacional – NBR ISO 9001:2000. Ascertificações abrangem as áreas de Engenharia (operação, manutenção e expansão) e Comercial (atendimento,relacionamento com clientes, faturamento e arrecadação). Em 2005 foi certificado o processo Gestão deProcedimentos Administrativos, além da ampliação da abrangência para os Postos de Atendimento e para todas asatividades relativas à corte, religação e inspeção de unidades consumidoras em todo o Estado. A Companhiagarantiu a certificação ambiental SGA Nível 1 em 11 gerências, além disso, a Gerência de RelacionamentoComercial e Serviços de Campos de Montes Claros – DO/MC, que atua numa área geográfica de 104.381 km2,garantiu a cerificação nos três Sistemas de Gestão, Qualidade, Ambiental, Saúde e Segurança.As certificações abrangem toda a Diretoria de Distribuição e Comercialização e envolvem mais de 5.000empregados, trazendo benefícios para a Sociedade, Clientes, Empregados, Acionistas, etc. Estas realizaçõesgarantem:• Aumento do nível de padronização e introdução das melhores práticas em todas as áreas do Estado;• Melhoria na interface entre os processos;• Melhoria no controle dos processos;• Agilidade no atendimento aos clientes;• Aumento do comprometimento dos empregados; e• Melhoria de seu nível de percepção em relação ao negócio;450

Acordo de Nível de Serviço (ANS)Com o objetivo de otimizar os recursos disponíveis pelas áreas prestadoras de serviços internos, a CemigDistribuição decidiu implantar Acordos de Níveis de Serviços (ANS) como parte de seu direcionamento estratégico.A meta é reduzir custos administrativos e operacionais e direcionar os esforços e ativos de forma a alcançar maioreficiência operacional e financeira.A metodologia escolhida para o alcance desses objetivos foi a de Gestão de Nível de Serviços (GNS), envolvendoaplicação de ABC (Custo Baseado em Atividade) seguida do desenvolvimento dos ANS. O resultado desse trabalhooferece subsídios para a implementação de um Balanced Scorecard de Serviços, a ser monitorado através deíndices de desempenho estratégico.Gestão de TransportesA Cemig Distribuição possui uma Política de Renovação e Adequação da Frota de Veículos com parâmetros eorientações corporativas bem definidas para os órgãos gestores de frota, de forma a otimizar o desempenho,reduzir custos e uniformizar procedimentos.Telecomunicações e InformáticaProjeto de Migração do sistema de gestão integrada - ERP-SAPEm continuidade ao projeto de migração do ERP-SAP, foram implantados módulos estratégicos que permitem :- a simulação e realização do planejamento orçamentário de despesas e receitas de forma integrada com o SAPR/3 (Business Planning and Simulation - BPS),- a automatização dos mapas de Balanced Scorecard vigentes na Cemig Distribuição (BSC)- a implantação do fluxo de caixa planejado (orçado e simulado), compromissado e realizado (Corporate FinanceManagement - CFM/LP).Plano Corporativo de Segurança da InformaçãoVisando proteger as informações da Companhia contra a perda da confidencialidade, integridade edisponibilidade, bem como atender às exigências legais e regulatórias do negócio da Companhia, foi desenvolvidoo Plano Corporativo de Segurança da Informação.Foi elaborado um diagnóstico e calculado o índice de risco da informação que serviu de subsídio para aespecificação de uma nova topologia de segurança para a Rede Corporativa de Dados. O plano contemploutambém a criação do Comitê de Segurança da Informação, a revisão da Política de Segurança da Informação, aelaboração da norma de classificação da informação e o diagnóstico para preparação da certificação de umprocesso na norma BS-7799.Gestão de Materiais e ServiçosPortal de Compras EletrônicasEm novembro de 2005 foi implantado o novo Portal de Compras da Cemig Distribuição. Esta ação garante maioragilidade nos processos de aquisição de materiais e serviços, bem como a modernização do contato com osfornecedores. Através das modalidades de Pregão e Cotação Eletrônica, a Companhia obtém redução dos custosde aquisição, promovendo um processo transparente e seguro.RESPONSABILIDADE SOCIALRecursos HumanosPara que os processos, políticas e práticas de RH fossem mais aderentes ao Planejamento Estratégico daCompanhia, foi desenvolvido o projeto de Alinhamento do Capital Humano. Seus elementos centrais são a gestãoestratégica das competências, a valorização dos empregados e seu comprometimento com os resultados daorganização Destacamos o Processo de Gestão de Desempenho, que irá nortear os processos, políticas e práticasde RH.451

A Companhia tinha 7.868 empregados em 31 de dezembro de 2005. Durante o ano ocorreram 73 novas admissõese 138 desligamentos.Gestão de DesempenhoEste processo alimenta e integra os demais processos de Gestão de Pessoas. O modelo adotado contempla otratamento de Competências (conjunto de conhecimentos, habilidades e comportamentos que gerem umresultado superior) e Resultados (objetivos e metas) e fornecerá subsídios para tomada de decisões críticasrelacionadas com a gestão de pessoas. Busca-se promover a gestão estratégica das competências, a valorizaçãodos empregados e seu comprometimento com os resultados da Organização, viabilizando soluções que criemvalor para os negócios .A Gestão de Desempenho, base para os demais processos, irá propiciar uma oportunidade de se incentivar apessoa a melhorar seu desempenho e refletir sobre seu papel para o crescimento prófissional. Em seu escopo estáo Acordo de Desenvolvimento Individual, com vistas ao crescimento do empregado a partir da detecção dasnecessidades de treinamento e, no plano global, o alinhamento das competências dos empregados aoPlanejamento Estratégico da Cemig Distribuição.TreinamentoA Cemig Distribuição objetivando ter e manter um quadro de pessoal com desenvolvimento compatível com asnecessidades da Corporação e de acordo com as exigências do mercado, propiciou aos seus empregados, dediversos níveis hierárquicos, a participação em diversos cursos, seminários, congressos, feiras e outrasmodalidades e práticas.Ampliando o horizonte das possibilidades, a Cemig Distribuição concedeu mediante cláusulas e condiçõesprevistas no Acordo Coletivo 2005/2006, o Programa Auxílio Educação que prevê o reembolso de despesasrelativas às mensalidades de curso de Graduação ou Técnico, considerando o interesse da Companhia em facilitaro desenvolvimento de seu quadro de pessoal.No Centro de Formação e Aperfeiçoamento Profissional, realizou-se treinamento técnico para milhares detreinandos, destacando o Programa de Reciclagem, acrescido da participação de mais 300 empregados deempreiteiras, com vistas, inclusive, de difusão de procedimentos relativos a Segurança do Trabalho, para atuaremno programa "Luz para todos”.Bem Estar do EmpregadoNa Pesquisa de Clima Organizacional feita em 2005, um percentual de empregados próximo a 90,0% respondeuao questionário.A próxima etapa compreenderá a elaboração de um Plano de Ação Corporativo e de seu desdobramento nasSuperintendências e Gerências visando a realização de projetos para melhora do Clima. Atualmente estamoselaborando o Plano de Ação Corporativo.Em 2005, realizamos os Seminários de Preparação para Aposentadoria, que contribui com o empregado naconstrução do seu projeto de vida após aposentadoria, e o Curso de Orientação Médico-Social, com ênfase naquestão da saúde materno-infantil para casais grávidos, que propicia segurança na vivência da gravidez efacilitação no desempenho das atividades para os pais.Segurança no TrabalhoA pesquisa de Clima Organizacional 2005 da Cemig Distribuição demonstrou que os empregados percebem que aCompanhia é extremamente atuante em relação a segurança do trabalho. Tais resultados fizeram este tema ser ofator que possui a maior favorabilidade da Cemig Distribuição, colocando-a muito acima do mercado geral.Destacamos a Campanha de Segurança de Terceiros, lançada em junho/2005, voltada para o público externo(empreiteiros, fornecedores, clientes, etc), abordando as principais situações de risco responsáveis pela maioriados acidentes ocorridos na rede elétrica.452

Realizamos ainda o 3º Rodeio de Eletricistas da Cemig Distribuição, coordenado pelo Centro de Formação eAperfeiçoamento Profissional, com objetivo de valorizar as habilidades dos eletricistas, com foco voltado parasegurança do trabalho.Saúde e Qualidade de VidaPreocupada em manter os investimentos em programas de qualidade de vida, promoção da saúde e prevenção dedoenças, em 2005, a Cemig Distribuição ampliou o escopo do Programa Energia Vital, com as modalidades:REPENSAR - Programa de Controle da Obesidade; PROLONGAR - Programa de Prevenção das Dores Musculares ePROCOHAR - Programa de controle da Hipertensão Arterial.Meio AmbienteO comprometimento com o meio ambiente e com a qualidade de vida da sociedade é uma das condições básicasdos princípios que regem a atuação da Cemig Distribuição. Através de seus estudos e ações, busca imprimir emseus empregados e parceiros a conscientização para a questão ambiental. Essa forma de agir, prevista na PolíticaAmbiental da Cemig Distribuição e presente em todas as atividades que realiza, valoriza os empregados, aCompanhia e garante o desenvolvimento sustentável da sociedade.A estratégia de implantação de Sistemas de Gestão Ambiental e seus resultados evidenciam a melhoria contínuadas ações de responsabilidade socioambiental da Companhia.A Cemig Distribuição desenvolveu no ano de 2005 diversas ações voltadas a compatibilização de suas atividadescom a proteção do meio ambiente, com recursos superiores a R$6 milhões em programas e estudos ambientais.MateriaisDando continuidade aos cuidados com materiais da Companhia, em 2005 destaca-se a reciclagem de lâmpadasfluorescentes e de iluminação pública em toda a área de concessão, totalizando 240 mil lâmpadas. Além disso,foram regenerados aproximadamente 850 mil litros de óleo isolante, retirados dos transformadores colocados forade operação.Arborização UrbanaDentro das diretrizes da Cemig Distribuição para diminuir as interrupções do fornecimento de energia elétricacausadas por árvores nas redes de distribuição urbana, foram treinados e capacitados cerca de 300 profissionaispróprios, de empresas contratadas e de prefeituras em técnicas de poda de árvores urbanas e arborização urbana.Além disso, dando continuidade ao projeto em parceria com a Prefeitura Municipal de Belo Horizonte, aUniversidade Federal de Viçosa e a Universidade Federal do Paraná, foram desenvolvidas metodologias deavaliação de árvores em risco de queda visando a substituição preventiva dessas árvores, evitando-se danos àspessoas, veículos e à rede elétrica.Em 2005, a Cemig Distribuição produziu e forneceu às Prefeituras Municipais 15.000 mudas para a arborizaçãourbana.Valor AdicionadoA Demonstração do Valor Adicionado - DVA evidencia aimportância da Companhia para a sociedade, comR$6.484 milhões de valor adicionado.A distribuição do valor adicionado da CemigDistribuição entre os diversos segmentos, pode serobservada no gráfico, devendo ser destacada a parteretida pelo Governo do total distribuído em 2005,correspondente a 64%.453

Reconhecimentos – PrêmiosComo resultado dos esforços desenvolvidos pela Cemig Distribuição em 2005, vários segmentos da sociedadereconheceram a excelência de suas atividades, resultando em várias premiações, dentre as quais destacamos:Prêmio Mineiro da Qualidade – PMQ: A Cemig Distribuição recebeu o Troféu Prêmio Mineiro da Qualidade – PMQpelo seu destacado desempenho em relação às demais organizações que participaram do processo de avaliação.Foi também reconhecida na faixa ouro da premiação, por apresentar uma gestão compatível com os critérios dequalidade estabelecidos.O Prêmio Mineiro da Qualidade permite uma avaliação do Modelo de Gestão adotado pela Cemig Distribuição,medindo o desempenho em relação a referenciais de excelência do mercado mineiro e nacional, identificando edestacando os pontos fortes e as oportunidades de melhoria nos diversos itens avaliados, e tem por objetivobuscar a melhoria contínua no atendimento às necessidades dos clientes, da sociedade, das comunidades, dosacionistas, dos colaboradores, dos fornecedores e dos parceiros.Prêmio Nacional de Conservação e Uso Racional de Energia: A Cemig Distribuição, em 2005, foi vencedora doPrêmio Nacional de Conservação e Uso Racional de Energia na categoria Empresas de Distribuição de GrandePorte. Também conhecido como Prêmio Procel de Combate ao Desperdício de Energia, o prêmio é concedido peloMinistério de Minas e Energia como forma de reconhecimento público ao empenho e aos resultados obtidos pelosdiversos agentes que atuam no combate ao desperdício de energia.CONSIDERAÇÕES FINAISA Administração da Cemig Distribuição é grata ao Governador do Estado, Dr. Aécio Neves da Cunha, pela confiançae apoio constantemente manifestados durante o ano. Estende também os agradecimentos às demais autoridadesFederais, Estaduais e Municipais, às comunidades servidas pela Cemig Distribuição, aos acionistas e demaisinvestidores e, em especial, à dedicação de seu qualificado corpo de empregados.454

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A CEMIG DISTRIBUIÇÃO EM NÚMEROSDescrições 2005AtendimentoNúmero de consumidores (em milhares) 6.010Número de empregados 7.868Número de consumidores por empregado 764Número de localidades atendidas 5.415Número de municípios atendidos 774MercadoÁrea de concessão (Km2) 567.740Consumo residencial médio (KWh/ano) 1.337Tarifas médias de fornecimento – incluindo ICMS (R$/MWh)Residencial 474,21Comercial 410,81Industrial 268,54Rural 249,09DEC (horas) 12,21FEC (número de interrupções) 6,78Privação de fornecimento por consumidor – minutos/mês 61OperacionaisNúmero de Subestações 354Linhas de Subtransmissão (Km) 16.040Linhas de Distribuição (Km)Urbana 84.585Rural 294.815FinanceirosReceita operacional – R$ milhões 9.275Receita operacional líquida - R$ milhões 6.397Margem operacional - % 17,04EBITDA OU LAJIDA - R$ milhões 1.454Lucro líquido - R$ milhões 990Lucro líquido por lote de 1000 ações R$ 437,72Patrimônio líquido - R$ milhões 2.312Valor patrimonial por lote de mil ações 1.022Rentabilidade do patrimônio líquido - % 74,93Endividamento do patrimônio líquido - % 300,41Liquidez Corrente 1,10Liquidez Geral 0,87456

COMPOSIÇÃO DOS CONSELHOS E DA DIRETORIACONSELHO ADMINISTRAÇÃOMembros EfetivosWilson Nélio BrumerDjalma Bastos de MoraisAécio Ferreira da CunhaAlexandre Heringer LisboaAntônio Adriano SilvaFrancelino Pereira dos SantosMaria Estela Kubitschek LopesNilo Barroso NetoJosé Luiz AlquéresCarlos Augusto Leite BrandãoAndréa Paula FernandesAntônio Luiz Barros de SallesJosé Augusto Pimentel PessoaHaroldo Guimarães BrasilCONSELHO FISCALMembros EfetivosAristóteles Luiz Menezes Vasconcellos DrummondLuiz Guaritá NetoLuiz Otávio Nunes WestItamaury Teles de oliveiraThales de Souza Ramos FilhoDIRETORIA EXECUTIVANomeDjalma Bastos de MoraisFrancisco Sales Dias HortaCelso FerreiraFlávio Decat de MouraElmar de Oliveira SantanaJosé Maria de MacedoHeleni de Mello FonsecaMembros SuplentesFernando Lage de MeloLuiz Antônio Athayde VasconcelosEduardo Lery VieiraFranklin Moreira GonçalvesFrancisco Sales Dias HortaMarco Antônio Rodrigues da CunhaLuiz Henrique de Castro CarvalhoGuilherme Horta Gonçalves JúniorGuy Maria Villela PaschoalFernando Teixeira Mendes FilhoRodrigo Bhering AndradeAndréa Leandro SilvaEvandro Veiga Negrão de LimaAntônio Renato do NascimentoMembros SuplentesMarcus Eolo de Lamounier BicalhoRonald Gastão Andrade ReisAugusto Cesar Calazans LopesAri Barcelos da SilvaAliomar Silva LimaCargoDiretor-PresidenteDiretor Vice-PresidenteDiretor de Planejamento, Projetos e ConstruçõesDiretor de Finanças, Participações e de Relações com InvestidoresDiretorDiretor de Distribuição e ComercializaçãoDiretora de Gestão EmpresarialRELAÇÕES COM INVESTIDORESSuperintendência de Relações com InvestidoresTelefones: (31) 3299-3930 - 3299-4015Fax: (31) 3299-3934 - 31 3299-3933Endereço eletrônicoSite: www.cemig.com.br , http://.ri.cemig.com.brE-Mail: ri@cemig.com.br457

NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRASEM 31 DE DEZEMBRO DE 2005 e 2004(Em milhares de reais, exceto se indicado de outra forma)Em milhares de reais, exceto se indicado de outra forma.1) – CONTEXTO OPERACIONALA Cemig Distribuição S.A. (“Companhia ou Cemig Distribuição”) é uma sociedade anônima de capital fechado,subsidiária integral da Companhia Energética de Minas Gerais – CEMIG (“CEMIG”), constituída em 8 de setembrode 2004 e com início das suas operações a partir de 1º de janeiro de 2005, como resultado do processo dedesmembramento das atividades da CEMIG.Os contratos de concessão para distribuição de energia elétrica da CEMIG, assinados em 1997, determinavam areestruturação das suas operações através do desmembramento de suas atividades de geração, transmissão edistribuição em subsidiárias integrais (“desverticalização”).Adicionalmente, a Medida Provisória nº 144, de 11 de dezembro de 2003, posteriormente convertida naLei Federal nº 10.848, de 15 de março de 2004, de reestruturação do modelo do setor elétrico brasileiro,determinou a separação em empresas distintas das atividades de geração e transmissão da atividade dedistribuição de energia elétrica.Desta forma, as redes e linhas de distribuição e outros ativos e passivos relacionados às atividades de distribuiçãode energia elétrica da CEMIG foram transferidos, a partir de 1º de janeiro de 2005, para a Cemig Distribuição.A Cemig Distribuição tem como área de concessão 567.740 Km 2 , aproximadamente 97,00% do Estado de MinasGerais, atendendo a 6.009.860 mil consumidores(não auditado) em 31 de dezembro de 2005.2) – DESVERTICALIZAÇÃOA Assembléia Geral Extraordinária da CEMIG em 30 de dezembro de 2004 autorizou a transferência, a partir de1º de janeiro de 2005, dos ativos constantes do Imobilizado em Serviço e parte das obrigações e direitosrelacionados às atividades de distribuição de energia elétrica para a Cemig Distribuição.A transferência dos demais direitos e obrigações foi efetuada através de adiantamento para futuro aumento decapital em 1º de janeiro de 2005. A integralização ao capital foi aprovada pela Assembléia de Acionistas em29 de julho de 2005.A ANEEL homologou de forma definitiva a transferência das concessões de distribuição de energia elétrica.458

Segue tabela com a segregação dos ativos e passivos da CEMIG que foram aportados na Cemig Distribuição em1º de janeiro de 2005:R$ATIVOCIRCULANTEDisponibilidades 17.301Consumidores e Revendedores 1.127.064Recomposição Tarifária Extraordinária e Parcela “A” 327.268Despesas Antecipadas – CVA 463.508Tributos Compensáveis 9.641Estoques 11.901Outros Créditos 61.180TOTAL DO CIRCULANE 2.017.863NÃO CIRCULANTERealizável a Longo PrazoDespesas Antecipadas – CVA 85.786Ativo Regulatório - PIS-PASEP/COFINS 361.082Tributos Compensáveis 102.326Recomposição Tarifária Extraordinária e Parcela “A” 1.032.601Reajuste Tarifário Diferido 437.759Consumidores e Revendedores 78.022Créditos Tributários 10.621Outros Créditos 40.875Total do Realizável a Longo Prazo 2.149.072Investimentos 419Imobilizado 4.557.550Obrigações Especiais (1.813.035)Diferido 499TOTAL DO NÃO CIRCULANTE 4.894.505ATIVO TOTAL 6.912.368PASSIVOCIRCULANTEFornecedores 397.808Impostos, Taxas e Contribuições 174.037Encargos Regulatórios 34.347Salários e Contribuições Sociais 89.412Juros sobre Capital Próprio e Dividendos 325.918Empréstimos e Financiamentos 490.487Obrigações Pós-Emprego 144.710Outras Obrigações 102.101TOTAL DO CIRCULANTE 1.758.820NÃO CIRCULANTEImpostos, Taxas e Contribuições 351.908Fornecedores 245.873Empréstimos e Financiamentos 1.233.130Obrigações Pós-Emprego 980.642Outras Obrigações 79.997TOTAL DO NÃO CIRCULANTE 2.891.550PATRIMÔNIO LÍQUIDO 2.261.998TOTAL DO PASSIVO 6.912.368459

3) – APRESENTAÇÃO DAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS3.1) Apresentação das Demonstrações FinanceirasForam elaboradas e preparadas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, compreendendo: aLei das Sociedades por Ações; normas da Comissão de Valores Mobiliários - CVM; e normas da legislação específicaaplicáveis às concessionárias de energia elétrica, emanadas da Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL.A Companhia decidiu adotar, em 31 de dezembro de 2005, de forma antecipada, os novos procedimentos dedivulgação constantes da Deliberação CVM nº 488 de 3 de outubro de 2005.Adicionalmente, a Cemig Distribuição está apresentando nos Anexos I e II, as demonstrações do fluxo de caixa edo valor adicionado, respectivamente.3.2) Principais Práticas Contábeis(a) Prática Contábil Específica do Setor ElétricoDespesas de Administração - São apropriadas mensalmente ao custo do imobilizado em curso, medianterateio de 8% dos gastos diretos de pessoal e serviços de terceiros.(b) Práticas Contábeis GeraisDisponibilidades - Estão demonstradas ao custo. Os rendimentos auferidos até a data do balanço estãoclassificados como Outros Créditos, no Ativo Circulante, a valores não superiores aos de realização.Consumidores e Revendedores - O fornecimento de energia elétrica não faturado na data do balanço écontabilizado em regime de competência.Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa - É constituída em montante considerado suficiente para cobrireventuais perdas com consumidores e revendedores.Estoques – São avaliados ao custo médio de aquisição, sendo que os materiais em estoque são classificadosno Ativo Circulante e os materiais destinados a obras são classificados no Ativo Permanente, não sendodepreciados.Despesas Antecipadas – CVA - A partir de 26 de outubro de 2001, as diferenças entre os somatórios dos custosnão controláveis (também denominados “Parcela A”) utilizados como referência no cálculo do reajustetarifário e os desembolsos efetivamente realizados são compensadas nos reajustes tarifários futuros, sendoregistradas no Ativo Circulante e Realizável a Longo Prazo como despesas antecipadas. Após o reajustetarifário devido, as despesas são transferidas mensalmente para o resultado na proporção do recebimentodos valores através das contas de energia.Imobilizado - Os bens do Ativo Imobilizado são avaliados pelo custo incorrido na data de sua aquisição ouformação e aqueles adquiridos ou formados até 31 de dezembro de 1995 foram corrigidos monetariamenteaté aquela data. Os juros, demais encargos financeiros e efeitos inflacionários incorridos relativos afinanciamentos obtidos de terceiros, vinculados às Obras em Andamento, são apropriados às Imobilizaçõesem Curso, durante o período de construção.Depreciação e Amortização - São calculadas sobre o saldo das Imobilizações em Serviço, pelo método linear,mediante aplicação das taxas determinadas pela ANEEL, as quais refletem a vida útil estimada dos bens.Obrigações Especiais - São avaliadas pelo valor recebido de clientes. As obrigações especiais não sãodepreciadas ou amortizadas, sendo apresentadas nos Balanços Patrimoniais como redutoras do AtivoImobilizado.Demais Ativos e Passivos - Os sujeitos à variação monetária por força de legislação ou cláusulas contratuaisestão corrigidos com base nos índices previstos nos respectivos dispositivos, de forma a refletir os valoresatualizados na data dos balanços. Os demais são apresentados pelos valores incorridos na data de formação,sendo os ativos reduzidos de provisão para perdas, quando aplicável.460

Obrigações Pós-Emprego - Em atendimento a Deliberação CVM nº 371/00, os custos relacionados àsuplementação de aposentadoria e os outros benefícios pós-emprego são reconhecidos como obrigações eregistrados com base em cálculos atuariais, utilizando o Método da Unidade de Crédito Projetada paradeterminação do valor presente das obrigações.Imposto de Renda e Contribuição Social - São provisionados ou constituídos créditos sobre prejuízos fiscais eadições temporárias, sendo seu efeito lançado no resultado do exercício, observando-se as perspectivas desua realização.Resultado - É apurado pelo regime contábil de competência de exercício.Lucro Líquido por Lote de Mil Ações - É calculado com base no número de ações na data dos balanços.Uso de estimativas - A preparação de demonstrações financeiras requer que a Administração da CemigDistribuição se utilize de estimativas para o registro de certas transações, que afetam os ativos e passivos,receitas e despesas da Companhia, bem como a divulgação de informações sobre dados das suasdemonstrações financeiras. Os resultados finais dessas transações e informações, quando de sua efetivarealização em períodos subseqüentes, podem diferir dessas estimativas. As principais estimativasrelacionadas às demonstrações financeiras referem-se ao registro dos efeitos decorrentes do Programa deRacionamento, do Acordo Geral do Setor Elétrico, Mercado Atacadista de Energia Elétrica – MAE, sucedido em2004 pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (“CCEE/MAE”), Provisão para Créditos deLiquidação Duvidosa, Despesas Antecipadas – CVA, Créditos Tributários, Obrigações Pós-Emprego eFornecimento não Faturado de Energia Elétrica.4) – DAS CONCESSÕESA Cemig Distribuição detém junto à ANEEL, as seguintes concessões no Estado de Minas Gerais:Informações não auditadasData da ConcessãoData deou Autorização VencimentoNorte 04/1997 02/2016Sul 04/1997 02/2016Leste 04/1997 02/2016Oeste 04/1997 02/2016A Companhia tem a expectativa de renovação das concessões e, portanto, não são esperadas perdas em função danão renovação das atuais concessões. Essas concessões não são onerosas.5) – DISPONIBILIDADES31/12/2005 31/12/2004Contas Bancárias 27.954 1Aplicações FinanceirasCertificados de Depósito Bancário 505.307 -533.261 1As aplicações financeiras da Cemig Distribuição têm sua remuneração baseada, substancialmente, na variação doCDI – “Certificado de Depósito Interfinanceiro”.461

6) – CONSUMIDORES E REVENDEDORES31/12/2005Saldos Vencidos Vencidos háClasse de Consumidor a Vencer até 90 dias mais de 90 dias TotalResidencial 354.068 45.551 71.460 471.079Industrial 111.721 22.093 202.326 336.140Comércio, Serviços e Outras 158.826 21.340 54.011 234.177Rural 48.674 7.042 12.964 68.680Poder Público 34.626 2.997 4.762 42.385Iluminação Pública 64.755 3.566 6.749 75.070Serviço Público 38.750 551 3.084 42.385Subtotal – Consumidores 811.420 103.140 355.356 1.269.916Suprimento a Outras Concessionárias 14.477 14.477Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa - (95.728) (95.728)825.897 103.140 259.628 1.188.665Encontra-se registrado no Ativo Realizável a Longo Prazo valores a receber, no montante de R$64.190, referentes a:• Companhia de Saneamento de Minas Gerais - COPASA, empresa controlada pelo Governo do Estado de MinasGerais, no montante de R$44.239. A Cemig Distribuição renegociou com a COPASA o pagamento do débito em96 parcelas mensais e consecutivas, de outubro de 2004 a setembro de 2012. As parcelas são atualizadas pelavariação do IGP-M e acrescidas de juros de 0,5% a.m..• Prefeitura de Belo Horizonte – PBH, no montante de R$19.951, advindos substancialmente de fornecimento deenergia elétrica para iluminação pública. Os débitos da PBH foram renegociados para pagamento em 80meses, com término em março de 2010 e atualizados em conformidade aos reajustes tarifários da CemigDistribuição.A composição da Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa, por classe de consumidor, é como segue:31/12/2005Residencial 46.079Industrial 16.459Comércio, Serviços e Outras 22.683Rural 3.734Poder Público 1.858Iluminação Pública 3.187Serviço Público 1.72895.728A movimentação da Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa no exercício de 2005 é como segue:Constituição de provisão 98.841Baixa de contas a receber (3.113)Saldo em 31 de dezembro de 2005 95.728Os critérios para constituição da provisão, conforme definição da ANEEL, são como segue: (i) para osconsumidores com débitos relevantes, é efetuada uma análise individual do saldo, sendo considerado o históricode inadimplência, negociações em andamento e existência de garantias reais, (ii) para os demais consumidores,são provisionados integralmente os débitos vencidos há mais de 90 dias para consumidores residenciais, mais de180 dias para consumidores comerciais e mais de 360 dias para as demais classes de consumidores.462

7) – ATIVOS E PASSIVOS REGULATÓRIOSO Acordo Geral do Setor Elétrico, assinado em 2001, e a nova regulamentação do setor de energia elétricaimplicaram na constituição de diversos ativos e passivos regulatórios, bem como no diferimento dos impostosfederais incidentes sobre estes ativos e passivos (são quitados à medida que os ativos e passivos são recebidose/ou pagos), conforme demonstrado a seguir:31/12/2005AtivosRecomposição Tarifária Extraordinária e Parcela “A” – Nota nº 8 1.273.105Reajuste Tarifário Diferido – Nota nº 12 1.175.439PIS/COFINS e PASEP – Nota nº 13 413.790Despesas Antecipadas – CVA – Nota nº 9 585.8703.448.204PassivosFornecedores – Repasse aos Geradores pela Compra de Energia Livre – Nota nº 8 (362.000)Valores a serem Restituídos na Tarifa – CVA – Nota nº 9 (239.703)(601.703)Impostos Federais Diferidos – Nota nº 16 (843.364)(1.445.067)2.003.1378) RECOMPOSIÇÃO TARIFÁRIA EXTRAORDINÁRIA E PARCELA “A”O Governo Federal, através da Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica - GCE, e as concessionáriasdistribuidoras e geradoras de energia elétrica celebraram, em dezembro de 2001, um acordo denominado “AcordoGeral do Setor Elétrico”, que define os critérios para garantia do equilíbrio econômico-financeiro dos contratos deconcessão e para recomposição das receitas e perdas extraordinárias relativas ao período de vigência do Programade Racionamento, através de uma Recomposição Tarifária Extraordinária (“RTE”), estendida para compensação davariação dos custos não gerenciáveis da Parcela “A” ocorridos no período de 1º de janeiro a 25 de outubro de 2001.a) Recomposição Tarifária ExtraordináriaA Resolução nº 91 da Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica –GCE, de 21 de dezembro de 2001 e a Leinº 10.438, de 26 de abril de 2002, estabeleceram os procedimentos para implementação da RTE, com entrada emvigor a partir de 27 de dezembro de 2001. Os reajustes tarifários foram definidos através da Resolução nº 130 daGCE, em 30 de abril de 2002, conforme segue:Reajuste de 2,90% para os consumidores das classes residencial (excluindo os consumidores de baixa renda),rural, iluminação pública e consumidores industriais de alta tensão em que o custo de energia elétrica represente18,00% ou mais do custo médio de produção e que atendam a determinados requisitos relacionados com fator decarga e demanda de energia, especificados na Resolução.• Reajuste de 7,90% para os demais consumidores.A RTE mencionada está sendo utilizada para compensação dos itens a seguir:• Perdas com faturamento no período de 1º de junho de 2001 a 28 de fevereiro de 2002, correspondendo àdiferença entre a receita estimada da Cemig Distribuição, caso não houvesse sido implementado o Programade Racionamento, e a receita verificada sob a vigência do mesmo, conforme fórmula divulgada pela ANEEL.• Não foram incluídas na apuração deste valor as eventuais perdas com inadimplência de consumidores, as quaisnão se espera serem relevantes, e o ICMS.• Repasse a ser efetuado às geradoras que compraram energia no MAE, sucedido em 2004 pela Câmara deComercialização de Energia Elétrica (“CCEE/MAE”), no período de 1º de junho de 2001 a 28 de fevereiro de2002, com preço excedente ao valor de R$49,26/MWh (“energia livre”). Como a Companhia é apenas umarepassadora às geradoras dos valores recebidos, foram incluídos neste saldo os tributos e outros encargosregulatórios incidentes sobre a receita. Quando do repasse às geradoras, são deduzidos os impostos eencargos regulatórios mencionados.463

A recuperação dos créditos através da RTE, conforme Resolução Normativa nº 45, de 3 de março de 2004, éefetuada na proporção de 64,29% e 35,71% para os créditos referentes às perdas com faturamento e energialivre, respectivamente.Os créditos da RTE referentes a perdas com o racionamento estão sendo atualizados pela variação da SELIC até omês efetivo da sua compensação.Até o exercício de 2004 , 18,00% dos créditos de energia livre não estavam sendo atualizados em função dasdiversas ações judiciais movidas por companhias geradoras e distribuidoras, inclusive a Cemig Distribuição,questionando os valores divulgados pela CCEE/MAE. Tendo em vista que a Cemig Distribuição e a maior parte dasdemais empresas retiraram as suas ações da justiça, a Companhia passou, a partir do 3º trimestre de 2005, aatualizar integralmente os créditos da RTE referentes à energia livre.Esses créditos de RTE referentes a energia livre são atualizados pela SELIC e adicionados de 1,00% de juros aoano para os valores a serem repassados para os geradores que obtiveram empréstimos do BNDES.O ICMS incidente sobre o saldo da RTE, correspondente às receitas a serem faturadas, o qual é estimado emR$180.805 em 31 de dezembro de 2005, somente é devido por ocasião da emissão da respectiva fatura de energiaelétrica aos consumidores. A Companhia, neste sentido, atua como mera repassadora do referido tributo entre osconsumidores e a Receita Estadual e, portanto, não efetuou o registro antecipado da referida obrigação.Provisão para perdasConforme Resolução Normativa nº 1 da ANEEL, de 12 de janeiro de 2004, a RTE da Cemig Distribuição teve seuprazo de duração máximo alterado de 82 para 74 meses, passando a vigorar no período de janeiro de 2002 afevereiro de 2008. A Companhia elaborou estudo para verificar se o prazo estipulado de 74 meses seria suficientepara recuperação dos valores homologados pela ANEEL. Na elaboração deste estudo foram consideradasdeterminadas premissas, sendo as mais relevantes àquelas referentes às projeções de reajustes tarifários, taxasde inflação, SELIC e crescimento do mercado de energia.Com base no estudo, foi estimada em R$82.285 a provisão para perdas na realização dos valores da RTE em31 de dezembro de 2005.A ANEEL realizará em 30 de março de 2006 a audiência pública nº 044/05 com o objetivo de obter contribuições dasociedade visando à regulamentação dos procedimentos de cobrança de RTE dos consumidores atualmente livrese que eram cativos durante a vigência do Programa de Racionamento. Esta mudança de critério representaria ummaior recebimento de RTE pela Cemig Distribuição. Desta forma, a Companhia revisará a provisão atualmenteconstituída após a regulamentação pela ANEEL desse novo procedimento de cobrança e o conseqüente início dorecebimento dos valores nas contas de energia.b) Parcela “A”Os itens da Parcela “A” são definidos como sendo o somatório das diferenças, positivas ou negativas, no período de1º de janeiro a 25 de outubro de 2001, entre os valores dos custos não gerenciáveis apresentados na base decálculo para a determinação do último reajuste tarifário anual e os desembolsos efetivamente ocorridos noperíodo.Através da Resolução Normativa nº 1, de 12 de janeiro de 2004, a ANEEL definiu que os valores das variações nositens não gerenciáveis da Parcela “A” deixariam de ser incluídos no prazo limite de vigência da RTE, sendo que suarecuperação será iniciada imediatamente após o final da vigência da RTE, utilizando os mesmos mecanismos derecuperação, ou seja, o reajuste aplicado nas tarifas para compensação dos valores da RTE continuará em vigorpara compensação dos itens da Parcela “A”.Os créditos da Parcela “A” são atualizados pela variação da SELIC até o mês efetivo da sua compensação464

c) Composição dos saldos da RTE e Parcela “A”31/12/2005AtualizaçãoPrincipal pela SELIC TotalRecomposição das perdas com faturamento (1) 713.391 512.865 1.226.256Valores arrecadados (458.128) (329.353) (787.481)255.263 183.512 438.775Reembolso dos gastos com energia livre dos geradores (2) 442.717 208.596 651.313Valores arrecadados (193.440) (91.143) (284.583)249.277 117.453 366.730( - ) Provisão para Perdas na Realização dos itens da RTE (47.870) (34.415) (82.285)Total da RTE 456.670 266.550 723.220Compensação dos itens da Parcela “A” (3) 245.299 304.586 549.885Total da RTE e da Parcela “A” 701.969 571.136 1.273.105Ativo Circulante 271.800Realizável a Longo Prazo 1.001.305Os valores da RTE a serem repassados aos geradores referentes à energia livre, registrados no Passivo, na contade Fornecedores, são como segue:31/12/2005AtualizaçãoPrincipal pela SELIC TotalValores a serem repassados aos geradores (2) 419.229 200.078 619.307( - ) Repasses realizados (174.179) (83.128) (257.307)245.050 116.950 362.000Passivo Circulante 97.877Passivo Não Circulante 264.123(1) Valores homologados através das Resoluções ANEEL nºs 480 e 481 de 2002 e 001 de 2004.(2) Valores homologados através das Resoluções ANEEL nºs 001 e 045 de 2004.(3) Valores homologados através das Resoluções ANEEL nºs 482 de 2002 e 001 de 2004.9) – DESPESAS ANTECIPADAS – CVAO saldo da Conta de Compensação de Variação de Itens da Parcela “A” – CVA refere-se às variações positivas enegativas entre a estimativa de custos não gerenciáveis da Companhia utilizados para definição do reajustetarifário, e os pagamentos efetivamente ocorridos. As variações apuradas são compensadas nos reajustestarifários subseqüentes.A Resolução Normativa ANEEL nº 153, de 14 de março de 2005, estabeleceu novos critérios para cálculo dasvariações da CVA referente à compra de energia. A Resolução mencionada determinou que a partir de suavigência, retroativa a 29 de novembro de 2004, não seja mais calculada, de forma distinta, as variações referente acompra de energia de Itaipu. Desta forma, são apuradas, a partir da data da vigência da Resolução, as variaçõesda CVA referente a compra total de energia da Companhia (Itaipu, contratos iniciais, leilão de energia e outrasorigens).465

A movimentação do saldo está demonstrada abaixo:Saldo em Valores Amortização Atualização Saldo em01/01/2005 Diferidos (1) (2) Monetária (3) 31/12/2005Energia Comprada para Revenda 178.189 68.471 (119.128) 30.074 157.606Quota para a Conta de Consumo de Combustíveis – CCC (31.347) (7.882) (785) (346) (40.360)Encargo de Serviço do Sistema – ESS 143.290 17.436 (91.124) 19.589 89.191Tarifa de transporte de energia elétrica de Itaipu 12.111 6.338 (8.046) 1.934 12.337Tarifa de uso das instalações de transmissãointegrantes da rede básica 169.507 6.964 (100.520) 20.686 96.637Compensação financeira pela utilização de recursos hídricos 44.113 1.384 (34.174) 5.651 16.974Quota de Recolhimento à Conta de DesenvolvimentoEnergético - CDE 33.431 (244) (28.265) 5.097 10.019Programa de Incentivo às Fontes Alternativasde Energia Elétrica – PROINFA - 3.726 - 37 3.763549.294 96.193 (382.042) 82.722 346.16731/12/2005Ativo Circulante 539.321Ativo Realizável Longo Prazo 46.549Passivo Circulante (208.195)Passivo Não Circulante (31.508)( 1 ) Referem-se as variações dos custos não controláveis que compõem a CVA e que não foram incluídos nocálculo do reajuste, desta forma, foram excluídos do resultado.( 2 ) Referem-se aos custos não controláveis que compõem a CVA que foram transferidos para o resultado emfunção das suas inclusões no cálculo do reajuste tarifário da Cemig Distribuição.( 3 ) Referem-se a atualização pela variação da SELIC entre a data do pagamento da despesa e a sua efetivacompensação no reajuste tarifário.Do saldo em 31 de dezembro de 2005, R$90.101 referem-se a valores de CVA apurados a partir de 10 de março de2005 e que serão repassados para a tarifa no reajuste de 8 de abril de 2006.10) – TRIBUTOS COMPENSÁVEIS31/12/2005CirculanteICMS a Recuperar 1.625Imposto de Renda 60.576Contribuição Social 13.705Outros 5.86881.774Não CirculanteICMS a Recuperar 153.962235.736Os créditos de ICMS a recuperar, registrados no Ativo Realizável a Longo Prazo, são compensados em 48 meses,conforme Lei Complementar 102/00. Adicionalmente, encontra-se registrado o montante de R$ 19.666, referentea créditos de ICMS cuja compensação está sendo discutida judicialmente com o Governo do Estado de MinasGerais.466

11) – IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIALa) Créditos Tributários:A Companhia possui créditos tributários registrados no Ativo Circulante e Realizável a Longo Prazo, de Imposto deRenda, constituídos à alíquota de 25,00% e Contribuição Social, constituídos à alíquota de 9,00%, conformesegue:31/12/2005Créditos Tributários sobre-Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa 40.097Provisão para Contingências 981Provisão para Perdas na Realização dos Valores da Recomposição Tarifária Extraordinária 27.977Provisão de PASEP/COFINS – Recomposição Tarifária Extraordinária 51.166Outros 18.869139.090Ativo Circulante 51.883Realizável a Longo Prazo 87.207O Conselho de Administração, em reunião realizada no dia 20 de fevereiro de 2006, aprovou o estudo técnicoelaborado pela Diretoria de Finanças, Participações e de Relações com Investidores da Cemig Distribuiçãoreferente à projeção de lucratividade futura ajustada a valor presente, que evidencia a capacidade de realizaçãodo ativo fiscal diferido em um prazo máximo de 10 anos, conforme definido na Instrução CVM nº 371. Referidoestudo foi também submetido a exame do Conselho Fiscal em 8 de março de 2006.Conforme as estimativas da Cemig Distribuição, os lucros tributáveis futuros permitem a realização do ativo fiscaldiferido, existente em 31 de dezembro de 2005, conforme estimativa abaixo:31/12/20052006 51.8832007 33.0142008 41.3112009 6.4412010 6.441139.090b) Conciliação da Despesa com Imposto de Renda e Contribuição Social:A conciliação da despesa nominal de Imposto de Renda (alíquota de 25%) e da Contribuição Social (alíquota de9%) com a despesa efetiva apresentada na demonstração de resultado é como segue:31/12/2005Lucro Antes do Imposto de Renda e Contribuição Social 1.167.374Imposto de Renda e Contribuição Social – Despesa Nominal (396.907)Efeitos Fiscais Incidentes sobre:Incentivos Fiscais 6.642Contribuições e Doações Indedutíveis (4.843)Créditos Fiscais não Reconhecidos (2.724)Outros 43Imposto de Renda e Contribuição Social – Despesa Efetiva (397.789)12) – REAJUSTE TARIFÁRIO DIFERIDOA ANEEL, através da Resolução Homologatória nº 71, publicada de forma retroativa a 4 de abril de 2004, definiu osresultados da revisão tarifária periódica da Companhia.A revisão tarifária periódica compreende o reposicionamento das tarifas de fornecimento de energia elétrica emnível compatível com a preservação do equilíbrio econômico-financeiro do contrato de concessão, proporcionandoreceita suficiente para a cobertura de custos operacionais eficientes e a remuneração adequada dosinvestimentos.467

O reajuste médio aplicado às tarifas em 8 de abril de 2003, em caráter provisório, foi de 31,53%. Entretanto,conforme descrito na resolução mencionada, o reposicionamento tarifário definitivo deveria ter sido de 44,41%.A diferença percentual de 12,88% será compensada através de um acréscimo de R$301.334, a valores de abril de2003, em cada um dos reajustes tarifários previstos para ocorrerem de 2004 a 2007, cumulativamente.O reajuste aplicado às tarifas em 8 de abril de 2004 incluiu um percentual adicional de 2,91%, que corresponde aR$159.388. Como o valor da 1ª parcela deveria ter sido de R$301.334, a diferença de R$141.946 será compensadanos reajustes tarifários de 2005 a 2007.A diferença entre o reposicionamento tarifário ao qual a Companhia tem direito e a tarifa efetivamente cobrada dosconsumidores foi reconhecida como um ativo regulatório, em contrapartida ao resultado do exercício.Os valores referentes ao reajuste tarifário diferido são atualizados monetariamente pelo IGP-M acrescidos de jurosde 11,26% a.a..31/12/2005Reajuste Tarifário Diferido – Desde 08/04/2003 869.175Juros (definido pela ANEEL – 11,26% a.a.) 206.795Atualização Monetária – IGP-M 99.4691.175.439Ativo Circulante 321.445Realizável a longo Prazo 853.994Adicionalmente, foram reconhecidos os impostos diferidos incidentes sobre a receita registrada, cujo saldoem 31 de dezembro de 2005 é de R$508.377.13) – ATIVO REGULATÓRIO – PIS-PASEP/COFINSAtravés das Leis Federais nºs 10.637 e 10.833 foram alteradas as bases de cálculo e majoração das alíquotas doPIS-PASEP/COFINS. Em função destas alterações, ocorreu um crescimento nas despesas com PIS-PASEP dedezembro de 2002 a março de 2005 e nas despesas com COFINS de fevereiro de 2004 a junho de 2005.Desta forma, a Companhia registrou, de acordo com critério definido pela ANEEL, os créditos como um Ativo e emcontrapartida reduziu a despesa com PIS-PASEP/COFINS.Parte do ativo regulatório, no montante de R$155.619, será ressarcida através das tarifas em 3 anos, contados apartir de 8 de abril de 2005. Os critérios para ressarcimento dos valores restantes serão ainda definidos pela ANEEL.14) – IMOBILIZADO2005Custo Depreciação ValorHistórico Acumulada LíquidoEm Serviço 7.738.325 (3.587.962) 4.150.363- Distribuição 7.437.484 (3.395.906) 4.041.578Intangíveis 7.655 (430) 7.225Terrenos 15.744 - 15.744Edificações, Obras Civis e Benfeitorias 222.140 (100.112) 122.028Máquinas e Equipamentos 7.139.209 (3.259.440) 3.879.769Veículos 42.151 (25.666) 16.485Móveis e Utensílios 10.585 (10.258) 327- Administração 300.841 (192.056) 108.785Intangíveis 62.413 (31.690) 30.723Terrenos 1.145 - 1.145Edificações, Obras Civis e Benfeitorias 42.044 (22.178) 19.866Máquinas e Equipamentos 146.429 (94.058) 52.371Veículos 29.803 (25.841) 3.962Móveis e Utensílios 19.007 (18.289) 718Em Curso 938.470 - 938.470- Distribuição 859.881 - 859.881- Administração 78.589 - 78.589Total do Imobilizado 8.676.795 (3.587.962) 5.088.833Obrigações Especiais Vinculadas à Concessão (1.888.908)Imobilizado Líquido 3.199.925468

As Obrigações Especiais referem-se basicamente a contribuições de consumidores para execução deempreendimentos necessários ao atendimento de pedidos de fornecimento de energia elétrica, sendo que aeventual liquidação destas obrigações depende de disposição da ANEEL, no término das concessões deDistribuição, mediante redução do valor residual do Ativo Imobilizado para fins de determinação do valor que oPoder Concedente pagará à Concessionária. Conforme práticas contábeis e regulamentação específicas do setorelétrico brasileiro, os referidos valores não são atualizados ou sujeitos a amortização ou depreciação.As principais taxas anuais de depreciação, de acordo com a Resolução ANEEL nº 044, de 17 de março de 1999, sãoas seguintes:Distribuição (%) Administração (%)Chave Sistema 6,70 Software 20,00Poste de Concreto 5,00 Veículos 20,00Condutor nu de alumínio 5,00 Equipamento Geral 10,00Transformador 5,00 Edificação 4,00Disjuntor 3,0015) – FORNECEDORES31/12/2005CirculanteSuprimento de Energia Elétrica -Eletrobrás – Energia de Itaipu 210.495Furnas 35.927CCEE/MAE 6.624Cemig Geração e Transmissão S.A. 65.947Repasse aos Geradores 97.877Outros Geradores e Distribuidores 101.968518.838Materiais e Serviços 121.971640.809Não CirculanteSuprimento de Energia ElétricaRepasse aos Geradores 264.123904.93216) – IMPOSTOS, TAXAS E CONTRIBUIÇÕES31/12/2005CirculanteImposto de Renda 6.433ICMS 164.108COFINS 16.906PASEP 3.671INSS 10.065Outros 9.593210.776Obrigações diferidasImposto de Renda 133.634Contribuição Social 48.108COFINS 37.648PASEP 8.174227.564438.340Não CirculanteObrigações diferidasImposto de Renda 376.542Contribuição Social 135.555COFINS 85.204PASEP 18.499615.800As obrigações diferidas são referentes aos ativos e passivos vinculados ao Acordo Geral do Setor Elétrico eReajuste Tarifário Diferido, os quais são devidos à medida da realização desses ativos e passivos.469

17) – EMPRÉSTIMOS E FINANCIAMENTOS31/12/2005Vencimento Encargos Finan- NãoFINANCIADORES Principal ceiros anuais (%) Moedas Circulante Circulante TotalMOEDA ESTRANGEIRAABN AMRO Bank - N. II. 2013 6,00 US$ 78 117.035 117.113ABN AMRO Real S.A. III 2009 6,35 US$ 3.843 11.029 14.872ABN AMRO Real S.A. IV 2009 6,35 US$ 10.497 30.126 40.623ABN AMRO Real S.A. V 2009 6,35 US$ 3.374 9.755 13.129Banco do Brasil S.A. - Bônus Diversos (1)VI 1997/2024 Diversas US$ 19.063 138.564 157.627Banco Interamericano de Desenvolvimento-BID II 1998/2006 7,67 US$+UC 2.732 - 2.732B.N.P. – Paribas III 2008/2013 Libor + 1,875 US$ 405 28.676 29.081KFW 2001/2016 4,50 EURO 1.826 18.264 20.090UNIBANCO VII 2007 6,50 US$ 153 105.804 105.957UNIBANCO VIII 2009 5,50 US$ 33 4.772 4.805UNIBANCO IX 2009 5,00 US$ 51 11.896 11.947Outros 1997/2007 Diversas Diversas 1.996 1.409 3.405Dívida em Moeda Estrangeira 44.051 477.330 521.381MOEDA NACIONALBanco Credit Suisse First Boston S.A. III 2006 100,00 do CDI R$ 22.995 - 22.995Banco do Brasil VII 2009 111,00 do CDI R$ 1.410 56.177 57.587Banco do Brasil VIII 2013 CDI + 1,70 R$ 1.842 20.000 21.842Banco do Brasil IX 2013 107,60 do CDI R$ 11.594 96.000 107.594Banco Itaú – BBA V 2008 IGP-M + 10,48 R$ 2.497 158.443 160.940Banco Itaú – BBA VI 2008 CDI + 2,00 R$ 335 10.440 10.775Banco Itaú – BBA VII 2013 CDI + 1,70 R$ 11.893 132.433 144.326Banco Votorantim S.A. III 2010 113,50 do CDI R$ 2.750 29.247 31.997Banco Votorantim S.A. IV 2013 CDI + 1,70 R$ 8.265 98.214 106.479Bradesco III 2013 CDI + 1,70 R$ 24.067 240.870 264.937Obrigações com Debêntures IV 2014 IGP-M + 10,50 R$ 15.031 248.885 263.916ELETROBRÁS III 2008 FINEL + 8,50 R$ 5.114 10.427 15.541ELETROBRÁS IV 2023 UFIR, RGR + 6,00 a 8,50 R$ 30.499 106.053 136.552Grandes Consumidores - C.V.R.D. 1993/2011 Diversas R$ 3.884 3.669 7.553Santander do Brasil S.A. II 2013 CDI + 1,70 R$ 380 49.959 50.339UNIBANCO X 2013 CDI + 1,70 R$ 7.455 130.222 137.677Banco WestLB do Brasil 2008 IGPM +10,48 R$ 2.290 39.611 41.901Outros 1994/2010 Diversas R$ 12.819 17.966 30.785Dívida em Moeda Nacional 165.120 1.448.616 1.613.736Total Geral 209.171 1.925.946 2.135.117(1) As taxas de juros variam: 2,00 a 8,00 % ao ano;libor semestral mais spread de 0,81 a 0,88 % ao ano.A composição dos empréstimos por moeda e indexador é como segue:31/12/2005MoedasDólar Norte-Americano 496.795Euro 20.090Unidade de Conta (cesta de moedas) 2.732Outras 1.764521.381IndexadoresÍndice Geral de Preços – Mercado – IGP-M 469.318Índice Interno da Eletrobrás – FINEL 15.541Unidade Fiscal de Referência – UFIR 136.552Certificado de Depósito Interfinanceiro - CDI 956.548Outros 35.7771.613.7362.135.117470

A distribuição anual da amortização das dívidas de longo prazo, em 31 de dezembro de 2005, é a seguinte:2007 186.9672008 278.4692009 129.6532010 257.2142011 222.2022012 215.764De 2013 em diante 635.6771.925.946As principais moedas e indexadores utilizados para atualização monetária dos empréstimos e financiamentostiveram as seguintes variações:Variação acumuladaVariação acumuladaMoedas em 2005 % Indexadores em 2005 %Dólar Norte-Americano (11,82) IGP-M 1,21Euro (23,50) FINEL 0,24Unidade de Conta (17,44) CDI 18,15A movimentação dos empréstimos e financiamentos é como segue:31/12/2005Saldo no início do exercício -Transferência da Controladora 1.723.617Resgate Fundos Vinculados 11.164Financiamentos obtidos 709.407Variação monetária e cambial (81.708)Encargos financeiros provisionados 216.948Encargos financeiros pagos (155.236)Amortização de financiamentos (289.075)Saldo no final do exercício 2.135.117As captações de recursos durante o exercício de 2005 estão demonstradas abaixo:Vencimento Encargos ValorFinanciadores Principal Financeiros Anuais CaptadoMoeda NacionalBanco do Brasil S.A. 2013 107,60% do CDI 96.000Banco do Brasil S.A. 2013 CDI+1,70% a.a. 20.001Banco Bradesco S.A. 2013 CDI+1,70% a.a. 33.448Banco Itaú BBA 2013 CDI+1,70% a.a 132.434Banco Votorantim S.A. 2013 CDI+1,70% a.a. 98.214Banco Santander do Brasil S.A. 2013 CDI+1,70% a.a. 49.958Finep 2010 URTJ+10% a.a. 69União de Bancos Brasileiros S.A. – UNIBANCO 2013 CDI+1,70% a.a. 130.224560.348Moeda EstrangeiraBanco ABN Amro Real S.A. 2013 6,00% a.a. 117.745BNP Paribás 2010 US$+libor+1,88% a.a. 31.314149.059Total de Captações 709.407471

Cláusulas contratuais restritivas – CovenantsA Cemig Distribuição possui empréstimos e financiamentos com cláusulas restritivas (“covenants”). Uma dessascláusulas restritivas não foi atendida, conforme abaixo:Descrição da Cláusula Restritiva Índice Requerido Posição em 31/12/2005Investimento/EBITDA Menor ou igual a 60% 64,73A Companhia obteve dos seus credores o consentimento de que não irão exercer seus direitos de exigir opagamento imediato ou antecipado dos montantes devidos até 31 de dezembro de 2006. Estes financiamentosestão classificados como Passivo Circulante e Não Circulante, de acordo com os termos originais do contrato,tendo em vista a obtenção dos referidos consentimentos.18) – ENCARGOS REGULATÓRIOS31/12/2005Reserva Global de Reversão – RGR 8.191Quota para Conta de Consumo de Combustível – CCC 2.046Conta de Desenvolvimento Energético - CDE 20.801Empréstimo Compulsório - Eletrobrás 1.207Taxa de Fiscalização da ANEEL 1.765Eficiência Energética 124.624158.63419) – OBRIGAÇÕES PÓS-EMPREGOA Companhia é uma das patrocinadoras da Fundação Forluminas de Seguridade Social - FORLUZ, pessoa jurídicasem fins lucrativos, com o objetivo de propiciar aos seus associados e participantes e aos seus dependentes ebeneficiários uma renda pecuniária de suplementação de aposentadoria e pensão, em conformidade ao planoprevidenciário a que estiverem vinculados.A partir de 1º de janeiro de 2005, com a desverticalização da CEMIG, os planos de previdência da FORLUZpassaram a ser patrocinados pela Cemig Distribuição através de uma participação percentual nos ativos eobrigações do plano em dezembro de 2004, no percentual de 72,45%, determinado em função da alocação dosempregados na Companhia.A FORLUZ disponibiliza a seus associados os seguintes planos de benefícios de suplementação de aposentadoria:Plano Misto de Benefícios Previdenciários – Plano de contribuição definida para benefícios de aposentadoria portempo normal e benefício definido para cobertura de invalidez e morte de participante ativo. A contribuição daCemig Distribuição é paritária às contribuições básicas mensais dos associados, sendo o único plano aberto anovas adesões de participantes.A contribuição da Cemig Distribuição para este plano é de 30% para a parcela com característica de benefíciodefinido, referente a cobertura de invalidez e morte de participante ativo, sendo utilizada para amortização dasobrigações definidas através de cálculo atuarial. Os 70% restantes, referentes à parcela do plano comcaracterística de contribuição definida, são reconhecidos no resultado do exercício pelo regime de caixa, na rubricade Despesa com Pessoal.Desta forma, as obrigações com pagamento de suplementação de aposentadoria do Plano Misto, comcaracterística de contribuição definida, e seu respectivo ativo, no mesmo valor de R$953.674, não estãoapresentados nesta Nota Explicativa.Plano Saldado de Benefícios Previdenciários (“Plano A”) – Inclui todos os participantes aposentados que optarampor este plano e os saldos, na data de opção, dos participantes ativos que optaram pela migração do Plano deBenefício Definido para o Plano Misto, descrito anteriormente.Plano de Benefício Definido – Plano de benefícios adotado pela FORLUZ até 1998, através do qual é realizada acomplementação do salário real médio dos últimos anos de atividade do empregado na Companhia em relação aovalor do benefício da Previdência Social Oficial. Estão inscritos neste plano, em 31 de dezembro de 2005, 16 ativos.472

A Cemig Distribuição mantém ainda, de modo independente aos planos disponibilizados pela FORLUZ,pagamentos de parte do prêmio de seguro de vida para os aposentados e contribui para um plano de saúde para osempregados, aposentados e dependentes, administrado pela FORLUZ.Amortização das Obrigações AtuariaisParte da obrigação atuarial com benefícios pós-emprego no montante de R$1.104.487 em 31 de dezembro de2005, foi reconhecida como obrigação a pagar pela Companhia e será amortizada até junho de 2024, através deprestações mensais calculadas pelo sistema de prestações constantes (Tabela Price). Parte dos valores éreajustada anualmente com base no indexador atuarial do Plano de Benefício Definido (índice de reajuste salarialdos empregados da Cemig Distribuição, excluindo produtividade), e para o Plano Saldado, reajustado pelo IPCA doIPEAD, acrescido de 6% ao ano.Os superávits técnicos que a FORLUZ venha a apresentar pelo período de três anos consecutivos poderão serutilizados para a redução de parte das obrigações a pagar reconhecidas pela Companhia, conforme previstocontratualmente.Em função do mencionado no parágrafo anterior, do superávit obtido pela FORLUZ no exercício de 2005,R$103.603 serão utilizados para amortização do saldo devedor da dívida reconhecida.Tendo em vista esta possibilidade de redução da dívida negociada com a Forluz, o passivo e as despesasreconhecidas pela Companhia em conexão com o Plano de Suplementação de Aposentadoria, Plano de Saúde eSeguro de Vida são ajustados de acordo com os termos da deliberação CVM nº 371 e laudo preparado por atuáriosindependentes.Os valores reconhecidos no balanço patrimonial em 31 de dezembro de 2005, conforme consta de laudopreparado por atuário externo em conformidade a Deliberação CVM nº 371, de 13 de dezembro de 2000, estãoapresentados a seguir:Planos de Pensãoe Suplementação Plano de Segurode Aposentadoria Saúde de VidaValor Presente das Obrigações Atuariais com Direitos já Vencidos 3.156.911 234.291 134.765Valor Presente das Obrigações Atuariais com Direitos a Vencer 457.275 75.004 78.649Obrigações Totais com Benefícios Pós-Emprego 3.614.186 309.295 213.414Valor Justo dos Ativos do Plano (2.588.094) (21.887) -Valor Presente das Obrigações a Descoberto 1.026.092 287.408 213.414Ganhos (Perdas) Atuariais não Reconhecidos (334.587) (96.239) 42.315Custo do Serviço Passado não Reconhecido (74.361) (7.031) (7.019)Passivo Líquido no Balanço Patrimonial 617.144 184.138 248.710Os ganhos e perdas atuariais não reconhecidos referentes ao Seguro de Vida e Plano de Saúde que excederam a10,00% das obrigações atuariais nos montantes de R$20.974 e (R$65.310) respectivamente, serão reconhecidosno resultado em aproximadamente 11 anos, a partir de 2006, sendo este o tempo médio de serviço futuro dosparticipantes ativos.As movimentações ocorridas no passivo líquido são as seguintes:Planos de Pensãoe Suplementação Plano de Segurode Aposentadoria Saúde de VidaTransferência da CEMIG em 1º de janeiro de 2005 736.314 165.559 223.479Despesa Reconhecida no Resultado 46.258 35.051 29.880Contribuições Pagas (165.428) (16.472) (4.649)Passivo Líquido em 31 de dezembro de 2005 617.144 184.138 248.710Passivo Circulante 90.750 19.232 4.884Passivo Não Circulante 526.394 164.906 243.826473

Os valores registrados no passivo circulante referem-se às contribuições a serem efetuadas pela CemigDistribuição em 2006 para amortização das obrigações atuariais.Os valores reconhecidos na demonstração de resultado de 2005 são como segue:Planos de Pensãoe Suplementação Plano de Segurode Aposentadoria Saúde de VidaCusto do Serviço Corrente 5.304 19.135 3.547Juros Sobre a Obrigação Atuarial 355.440 30.822 25.236Rendimento Esperado Sobre os Ativos do Plano (316.581) (3.907) -Perdas Atuariais Não Reconhecidas - 4.233 -Perdas Decorrentes de Alterações no Plano 2.165 1.098 1.097Contribuição dos Empregados (70) (16.330) -Despesa em 2005 46.258 35.051 29.880A estimativa do atuário externo para a despesa a ser reconhecida para o exercício de 2006 é como segue:Planos de Pensãoe Suplementação Plano de Segurode Aposentadoria Saúde de VidaCusto do Serviço Corrente 4.458 18.755 3.318Juros Sobre a Obrigação Atuarial 394.360 32.721 23.797Rendimento Esperado Sobre os Ativos do Plano (366.656) (2.662) -Perdas(Ganhos) atuariais não reconhecidas - 5.873 (1.886)Custo do Serviço Passado não Reconhecido 10.049 1.099 1.097Contribuição dos Empregados (88) (15.604) -Despesa em 2006 42.123 40.182 26.326As principais premissas atuariais na data do balanço são conforme segue:31/12/2005Real NominalTaxa Anual de Desconto para Valor Presente da Obrigação Atuarial 6,00% 11,30%Taxa Anual de Rendimento Esperado Sobre os Ativos do Plano 9,00% 14,45%Taxa Anual de Inflação de Longo Prazo - 5,00%Índice Anual Estimado de Aumentos Salariais Futuros 2,00% 7,10%Taxa Anual de Crescimento Real dos Benefícios de Renda Continuada - 5,00%Tábua Biométrica de Mortalidade Geral AT - 83Tábua Biométrica de Entrada de InvalidezLight MediumTábua Biométrica de Mortalidade de InválidosIAPB-57Taxa Anual de Rotatividade Esperada 2,00%20) – PROVISÕES PARA CONTINGÊNCIASA Companhia constitui provisão para contingências das ações cuja expectativa de perda seja consideradaprovável. Desta forma, encontra-se provisionado, em 31 de dezembro de 2005, o valor de R$2.885 referente àscontingências trabalhistas.A CEMIG, controladora da Cemig Distribuição, discute em juízo ações para as quais considera ser possível ouremota sua expectativa de perda no desfecho das causas. Um eventual desfecho negativo nessas causasimpactaria os negócios da Cemig Distribuição. As principais causas estão descritas abaixo:• Diversos consumidores e o promotor público do Estado de Minas Gerais impetraram ações cíveis contra aCEMIG contestando reajustes tarifários aplicados em exercícios anteriores, incluindo: os subsídios tarifáriosconcedidos aos consumidores de baixa renda, a recomposição tarifária extraordinária e o índice inflacionárioutilizado para aumentar a tarifa de energia elétrica em abril de 2003 e solicitando o reembolso em dobro dosmontantes considerados cobrados erroneamente pela Companhia. Não é possível, até a presente data,estimar o montante envolvido nestas reclamações.474

• A CEMIG é ré em processo questionando a cobrança da contribuição de iluminação pública. A Companhiaacredita ter argumentos de mérito para defesa judicial e, portanto, não constituiu provisão para esta ação.A Companhia considera sua expectativa de perda nesta ação como possível.21) – PATRIMÔNIO LÍQUIDO E REMUNERAÇÃO AOS ACIONISTASO capital Social da Cemig Distribuição é de R$2.261.998, representado por 2.261.997.787 ações ordináriasnominativas, sem valor nominal, de propriedade integral da CEMIG.(a) DividendosDo lucro líquido do exercício, 50,00% serão utilizados para distribuição como dividendo obrigatório aos acionistasda Companhia.Sem prejuízo do dividendo obrigatório, a cada dois anos, a partir do exercício de 2005, ou em menor periodicidadese a disponibilidade de caixa o permitir, a Companhia poderá fazer a distribuição de dividendos extraordinários, atéo limite do caixa disponível, conforme determinado pelo Conselho de Administração, devendo as diretrizes doPlano Diretor da Companhia serem observadas.Os dividendos declarados, obrigatórios ou extraordinários, serão pagos em 2 (duas) parcelas iguais, a primeira até30 de junho e a segunda até 30 de dezembro do ano subseqüente à geração do lucro, cabendo à Diretoria,observados estes prazos, determinar os locais e processos de pagamento.O cálculo dos dividendos propostos para distribuição aos acionistas referente ao resultado do exercício de 2005está demonstrado abaixo:31/12/2005Dividendos ObrigatóriosLucro Líquido do Exercício 990.129Dividendo Obrigatório – 50,00% do lucro líquido 495.065Dividendos Propostos-Juros sobre Capital Próprio 220.544Dividendos Complementares 720.079Total 940.623Dividendos por lote de mil ações - R$Dividendo Estatutário 218,86Dividendos Propostos 415,84O Art. 9º da Lei nº 9.249, de 26 de dezembro de 1995, permitiu a dedutibilidade, para fins de Imposto de Renda eContribuição Social, dos Juros sobre Capital Próprio pagos aos acionistas, que no caso da Cemig Distribuição foramcalculados em 2005 com base na variação da TJLP sobre o Patrimônio Líquido ajustado. A data e a forma depagamento dos juros sobre o capital próprio aprovados serão definidas posteriormente.Os benefícios fiscais decorrentes do pagamento de Juros sobre o Capital Próprio de R$220.544 foram deR$74.985, reconhecidos no resultado do exercício.(b) Reserva LegalA Cemig Distribuição utilizou 5,00% do lucro líquido apurado no exercício de 2005 para constituição de ReservaLegal, no valor de R$49.506.475

22) – FORNECIMENTO BRUTO DE ENERGIA ELÉTRICAA composição do fornecimento de energia elétrica, por classe de consumidores, é a seguinte:(Não revisado pelosAuditores Independentes)Nº deConsumidores MWh R$31/12/2005 31/12/2005 31/12/2005Residencial 4.927.966 6.589.664 3.125.036Industrial 69.084 5.333.436 1.432.137Comércio, Serviços e Outros 537.656 3.754.005 1.542.184Rural 417.026 1.940.701 483.493Poder Público 47.731 570.536 224.308Iluminação Pública 2.224 1.022.433 250.656Serviço Público 7.400 981.016 236.980Sub-Total 6.009.087 20.191.791 7.294.794Consumo Próprio 769 28.897 -Subvenção para Consumidores de Baixa Renda - - 116.359Fornecimento não Faturado, Líquido - - (76.545)6.009.856 20.220.688 7.334.608Suprimento a Outras Concessionárias 4 88.115 54.195Transações com energia na CCEE/MAE - - 41.2256.009.860 20.308.803 7.430.028Reajuste TarifárioAs tarifas da Cemig Distribuição tiveram um reajuste médio de 23,88% a partir de 8 de abril de 2005. O reajustetarifário teve aplicação diferenciada por categoria de consumo com o objetivo de eliminar gradualmente,conforme nota da ANEEL, os subsídios cruzados existentes entre grupos de consumo. Exemplificando, osconsumidores residenciais tiveram um percentual de aumento de 18,48% em suas contas de energia comparado aum aumento de 25,14% para os consumidores de alta tensão, com consumo superior a 230 KV.Consumidores de Baixa RendaO Governo Federal, através das Centrais Elétricas Brasileiras – “ELETROBRÁS”, reembolsa as distribuidoras pelasperdas de receita verificadas, em função dos critérios adotados a partir de 2002 para classificação dosconsumidores na Subclasse Residencial Baixa Renda, tendo em vista a tarifa mais baixa aplicada em suas contasde energia elétrica.23) – RECEITA DE USO DA REDEA partir de janeiro de 2005, parcela representativa dos grandes consumidores industriais passaram a condição de“livres”, com a venda de energia para estes consumidores através da Cemig Geração e Transmissão. Desta forma,os encargos referentes ao uso da rede de distribuição (“TUSD”) desses consumidores livres passaram a sercobrados separadamente pela Cemig Distribuição, com o registro na rubrica de “Receita de uso da rede”.24) – OUTRAS RECEITAS OPERACIONAIS31/12/2005Serviço Taxado 11.167Outras Prestações de Serviços 13.455Aluguel e Arrendamento 28.223Outras 49653.341476

25) – DEDUÇÕES À RECEITA OPERACIONAL31/12/2005ICMS 1.889.870COFINS 645.964Reserva Global de Reversão – RGR 24.396PIS-PASEP 148.528Encargo de Capacidade Emergencial 168.907Outros 4542.878.119A Cemig Distribuição recolhe o ICMS incidente sobre a RTE em conformidade ao faturamento dos valores na contade energia elétrica.26) – CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS31/12/2005Pessoal 595.275Participações dos Empregados 187.477Obrigações Pós-Emprego 111.189Materiais 73.444Serviços de Terceiros 312.477Energia Elétrica Comprada para Revenda 1.890.075Depreciação e Amortização 363.672Royalties 32.790Provisões Operacionais 133.240Quota para a Conta de Consumo de Combustível – CCC 387.126Encargos de Uso da Rede Básica de Transmissão 554.363Conta de Desenvolvimento Energético - CDE 279.025Provisão para Perdas na Recuperação dos Valores da Recomposição Tarifária Extraordinária 82.285Eficiência Energética e Pesquisa e Desenvolvimento 172.805Outras Despesas Líquidas 131.6785.306.921DESPESAS COM PESSOAL 31/12/2005Remunerações e Encargos 562.619Contribuições para Suplementação de Aposentadoria – Plano de Contribuição Definida 48.097Benefícios Assistenciais 62.722673.438( - ) Custos com Pessoal Transferidos para Obras em Andamento (79.549)593.889Programa de Desligamento Incentivado - PDI 1.386595.275PARTICIPAÇÕES DOS EMPREGADOS NOS RESULTADOSA Companhia utilizou como critério geral para pagamento da participação dos empregados nos resultados doexercício de 2005 um percentual de 3% do resultado operacional, ajustado por alguns itens definidos pela ANEELna Prestação Anual de Contas – PAC. Adicionalmente, no dissídio coletivo em novembro de 2005 foi acordado comos sindicatos o pagamento de parcela adicional de R$131.981 .Em conformidade com os referidos acordos, as participações nos resultados do exercício de 2005 da Companhia,incluindo a contribuição para o plano de pensão incidente sobre os valores da participação, correspondeu aR$187.477. As parcelas adicionais mencionadas no parágrafo anterior foram pagas dentro do próprio exercício.477

SERVIÇOS DE TERCEIROS 31/12/2005Agentes Arrecadadores/Leitura de Medidores/Entrega de Contas 84.254Comunicação 40.877Manutenção e Conservação de Instalações e Equipamentos Elétricos 50.240Conservação e Limpeza de Prédios 16.028Mão de Obra Contratada 11.126Fretes e Passagens 1.671Hospedagem e Alimentação 10.571Vigilância 4.226Consultoria 5.541Manutenção/Conservação de Móveis Utensílios 16.300Manutenção e Conservação de Veículos 3.930Corte e Religação 16.362Outros 51.351312.477ENERGIA ELÉTRICA COMPRADA PARA REVENDA 31/12/2005Energia de Itaipu Binacional 825.030Energia de curto prazo 17.708Encargos do serviço de sistema 67.156Contratos Iniciais 150.873Contratos Iniciais Cemig Geração e Transmissão 441.936Energia Adquirida no Leilão de Energia 369.646Outros 17.7261.890.075PROVISÕES OPERACIONAIS 31/12/2005Prêmio de Aposentadoria 8.303Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa 98.841Contingências Trabalhistas 2.885Outras 23.211133.240EFICIÊNCIA ENERGÉTICA E PESQUISA E DESENVOLVIMENTO (“P & D”)Conforme regulação do setor elétrico, as empresas de distribuição e geração de energia elétrica devem investir opercentual de 1,00% da sua receita líquida em programas de eficiência energética e P&D. Alguns programas deeficiência energética e P&D relacionados a receitas de períodos anteriores ainda não foram concluídos pelosagentes do setor elétrico, existindo ainda gastos a serem realizados. Este atraso decorre do tempo utilizado naelaboração dos projetos e aprovação pela ANEEL.Em atendimento a instrução da ANEEL, a Cemig Distribuição reconheceu como despesa no resultado do exercíciode 2005 os gastos a serem realizados e para os quais a Companhia já havia recebido a tarifa correspondente emexercícios anteriores, no valor de R$155.397 mil.OUTRAS DESPESAS OPERACIONAIS 31/12/2005Arrendamentos e Aluguéis 22.744Propaganda e Publicidade 26.658Consumo Próprio de Energia Elétrica 11.525Subvenções e Doações 18.860Taxa de Fiscalização da ANEEL 19.792Impostos e Taxas (IPTU, IPVA e outros) 19.785Contribuição ao MAE 217Seguros 865Outras Líquidas 11.232131.678478

27) – RECEITAS (DESPESAS) FINANCEIRAS31/12/2005RECEITAS FINANCEIRASRenda de Aplicação Financeira 85.139Acréscimos Moratórios de Contas de Energia 79.065Variação Monetária da CVA 125.142Variação Monetária – Acordo Geral do Setor Elétrico 269.371Variação Monetária – Reajuste Tarifário Diferido 229.131Variações Cambiais 95.136PASEP e COFINS incidente sobre as Receitas Financeiras (28.329)Ganhos com Instrumentos Financeiros (nota 32) 517Outras 27.335882.507DESPESAS FINANCEIRASEncargos de Empréstimos e Financiamentos (217.296)Variação Monetária – Acordo Geral do Setor Elétrico (92.126)Variação Monetária da CVA (42.420)Variações Cambiais (12.469)Variação Monetária – Empréstimos e Financiamentos (7.254)C.P.M.F. (41.471)Perdas com Instrumentos Financeiros (nota 32) (86.334)Outras (54.429)(553.799)Receitas Financeiras Líquidas 328.708Juros sobre Capital Próprio (220.544)RESULTADO FINANCEIRO LÍQUIDO 108.16428) – RESULTADO NÃO OPERACIONAL31/12/2005Prejuízo Líquido na Desativação e Alienação de Bens (21.091)FORLUZ – Custeio Administrativo (9.242)Outras Despesas LÍquidas (383)(30.716)29) – ICMS INCIDENTE SOBRE A TARIFA PELO USO DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃOA Cemig Distribuição não cobrava dos seus consumidores livres o ICMS incidente sobre a Tarifa pelo Uso doSistema de Distribuição (“TUSD”) e encargos de conexão por considerar que não havia fato gerador além daausência de previsão legal para a inclusão desses valores na base de cálculo do ICMS.Entretanto, em 2005, ocorreu a manifestação da Secretaria do Estado da Fazenda de Minas Gerais (“SEF/MG”)exigindo o recolhimento do ICMS sobre a TUSD, de forma retroativa a 2000, sob pena de lavrar auto de infraçãocontra a Companhia.A Companhia, de forma preventiva, fez o levantamento dos valores de ICMS incidentes sobre a TUSD e encargosde conexão no período de julho de 2000 a maio de 2005, apurando um valor de principal de R$174.905 queacrescidos de multa e juros de R$45.999, representou o montante de R$220.904.Tendo em vista que a eventual emissão do auto de infração pela SEF/MG implicaria em um aumento substancial dovalor da multa, a Companhia decidiu adotar os seguintes procedimentos:• Proceder o recolhimento dos valores de ICMS exigidos pela SEF/MG, no montante de R$220.904;• Destacar o ICMS nas notas fiscais de TUSD a partir de junho de 2005; e,• Emitir fatura contra os seus consumidores livres para recolhimento do ICMS sobre a TUSD, não incluindo jurose multas, retroativo a julho de 2000, sendo estabelecidas condições para a quitação parcelada do débito.479

Adicionalmente, a Cemig Distribuição ingressou com medida judicial para questionar a incidência do ICMS sobre aTUSD e encargos de conexão, requerendo a restituição dos valores pagos ao Estado de Minas Gerais a título demultas e juros e também os valores que os clientes não procederem ao pagamento.Os valores a receber dos consumidores referentes ao ICMS pago estão registrados na conta de Transporte deEnergia a Receber.30) – TRANSAÇÕES COM PARTES RELACIONADASOs principais saldos e transações com partes relacionadas da Cemig Distribuição são como segue:31/12/2005Empresas ATIVO PASSIVO RECEITA DESPESACEMIGObrigações com Coligadas e Controladas ou Controladoras 1 6.552Juros sobre Capital Próprio e Dividendos 907.541Cemig Geração e Transmissão S.A.Créditos com Coligadas e Controladas ou Controladoras 6.273Fornecedores 65.947Energia Elétrica Comprada para Revenda (484.913)Governo do Estado de Minas GeraisConsumidores e Revendedores 1.311 50.806Tributos – ICMS 1.625 164.108 (1.889.870)Tributos Compensáveis ICMS 102.326Consumidores e Revendedores 44.239FORLUZObrigações Pós-Emprego – Circulante 114.866 (111.189)Obrigações Pós-Emprego – Não Circulante 935.126Outros 25.638Despesa com Pessoal (48.097)Custeio Administrativo (9.242)OUTROSColigadas e Controladas ou Controladoras 7.005Vide maiores informações referentes às principais transações realizadas nas Notas Explicativas 6, 10, 15, 16, 19,22, 25, 26 a 28.31) –EXPOSIÇÃO E GERENCIAMENTO DE RISCOSComo concessionária do setor elétrico brasileiro, a Cemig Distribuição opera em ambientes onde fatores comoreestruturações societárias, regulamentações emanadas dos órgãos governamentais, evolução tecnológica,globalização e variações do mercado consumidor são fatores de risco.A Companhia implementou um projeto de Gerenciamento de Riscos Corporativos, buscando promover oentendimento de eventuais ocorrências que podem gerar perda de valor aos acionistas e estruturar a empresapara agir de forma pró-ativa em relação ao seu ambiente de riscos.Os principais riscos de mercado que afetam os negócios da Cemig Distribuição estão descritos a seguir:a) Risco de taxas de câmbioA Companhia está exposta ao risco de elevação do dólar Norte-Americano em relação ao Real, com impactosignificativo no endividamento, resultado e no fluxo de caixa. Com a finalidade de reduzir a exposição da CemigDistribuição às elevações das taxas de câmbio, a Companhia possuía, em 31 de dezembro de 2005, operaçõescontratadas de hedge, no montante de R$278.377, equivalente a US$118.929, na qual foi efetuada a substituiçãoda variação do dólar Norte-Americano acrescido de juros pela variação do CDI (vide Nota Explicativa nº 32).480

A exposição líquida à taxa de câmbio é como segue:EXPOSIÇÃO ÀS TAXAS DE CÂMBIO 31/12/2005Dólar Norte-AmericanoEmpréstimos e Financiamentos 496.795( - ) Operações contratadas de hedge/swap (278.377)218.418Outras moedas estrangeirasEmpréstimos e FinanciamentosEuro 20.090Outros 4.49624.586Passivo Líquido Exposto 243.004b) Risco de taxas de jurosA Cemig Distribuição está exposta ao risco de elevação das taxas de juros internacionais, com impacto nosempréstimos e financiamentos em moeda estrangeira com taxas de juros flutuantes (principalmente Libor), nomontante de R$99.644, em 31 de dezembro de 2005.No que se refere ao risco de elevação das taxas de juros nacionais, a Companhia considera que este risco foimitigado em função dos ativos que também são indexados a taxas de juros, conforme demonstrado a seguir:EXPOSIÇÃO ÀS TAXAS DE JUROS NACIONAIS 31/12/2005AtivosAplicações financeiras 505.307Ativos regulatórios 1.858.9752.364.282PassivosEmpréstimos e Financiamentos (956.548)Passivos regulatórios (601.703)Operações contratadas de hedge/swap (278.377)(1.836.628)Ativo superior às obrigações 527.654c) Risco de créditoO risco decorrente da possibilidade da Cemig Distribuição vir a incorrer em perdas advindas da dificuldade derecebimento dos valores faturados a seus clientes é considerado baixo. Parcela substancial do fornecimento brutode energia está pulverizada em um grande número de consumidores. Os procedimentos da Companhia pararedução da inadimplência compreendem a emissão de aviso de vencimento dos débitos, contatos telefônicos enegociações que viabilizem o recebimento dos créditos. Após serem esgotadas as possibilidades de regularizaçãodas contas em atraso, a Companhia procede à suspensão do fornecimento.d) Risco de Aceleração do Vencimento de DívidasA Companhia possui contratos de empréstimos e financiamentos, com cláusulas restritivas (“covenants”)normalmente aplicáveis a esses tipos de operações, relacionadas ao atendimento de índices econômicofinanceiros,geração de caixa e outros indicadores. O não atendimento dessas cláusulas poderia implicar novencimento antecipado das dívidas. Umas dessas cláusulas restritivas não foi atendida e para a qual a Companhiaobteve o consentimento formal (“waiver”) dos credores (vide Nota Explicativa n° 17), de que não irão exigir ovencimento antecipado da obrigação32) – INSTRUMENTOS FINANCEIROSOs instrumentos financeiros da Cemig Distribuição estão restritos a Disponibilidades, Consumidores eRevendedores, Empréstimos e Financiamentos, Obrigações com Debêntures e “swaps” de moedas, sendo osganhos e perdas obtidos nas operações integralmente registrados de acordo com o regime de competência.481

a) Valor de MercadoO valor de mercado dos instrumentos derivativos está demonstrado a seguir:31/12/2005Valor contábil Valor de MercadoAtivosAplicações financeiras 505.307 505.307PassivosEmpréstimos e Financiamentos 2.135.117 2.010.823Operações contratadas de hedge 77.816 86.4232.212.933 2.097.246b) Instrumentos derivativosOs instrumentos derivativos contratados pela Companhia tem o propósito de proteger as operações CemigDistribuição contra os riscos decorrentes de variação cambial e não são utilizados para fins especulativos.Os valores do principal das operações com derivativos não são registrados no balanço patrimonial, visto que sãoreferentes a operações que não envolvem o trânsito de caixa integral, mas somente dos ganhos ou perdasauferidos ou incorridos. Os resultados líquidos realizados e não realizados nestas operações acumulavam perdas,de janeiro a dezembro de 2005, no montante de R$ 85.817, registrada no resultado financeiro.O reconhecimento do resultado líquido não realizado nas operações com instrumentos derivativos é feito peloregime de competência de exercícios, o que pode gerar diferenças quando comparado com o valor estimado demercado de tais instrumentos. Esta diferença decorre do fato do valor de mercado compreender o reconhecimentoa valor presente dos ganhos ou perdas futuros a serem incorridos nas operações, de acordo com a expectativa domercado no momento em que o valor de mercado é apurado.O quadro abaixo apresenta os instrumentos derivativos contratados pela Companhia, os ganhos/(perdas) nãorealizados, registrados, e a respectiva estimativa do valor de mercado destes instrumentos em 31 de dezembro de2005:31/12/2005Ganho (Perda) não realizadoDireito da Obrigação da Período de Valor principal Valor Valor EstimadoCemig Distribuição Cemig Distribuição Vencimento contratado - milhares Contábil de MercadoUS$ R$ Devariação cambial + taxa 100% do CDI + taxa 12/2005(5,58% a.a. a 7,14% a.a.) (2,00% a.a. a 3,01% a.a.) até 06/2013 US$126.949 (77.824) (86.431)R$ ou US$R$ 60% do CDI ou variação Em100% do CDI cambial (o que for maior) 10/2006 (US$8.020) 8 8(77.816) (86.423)33) – SEGUROSA Cemig Distribuição mantém apólices de seguro visando cobrir danos em determinados itens do seu ativo, comosegue:ImportânciaAtivos Cobertura Data de Vigência Segurada Prêmio AnualAeronáutico – Aeronaves Casco 28/02/2005 a 28/02/2006 15.986 251Almoxarifados, Instalações prediais e Equipamentosde telecomunicações Incêndio 10/07/2005 a 10/07/2006 347.168 73Risco Operacional –Equipamentos de Potência Total 04/02/2005 a 05/05/2006 185.622 367482

A Cemig Distribuição não tem apólices de seguro para cobrir acidentes com terceiros e não está solicitandopropostas para este tipo de seguro. Adicionalmente, a Companhia não solicitou propostas e não possui apólicesvigentes para seguros contra eventos que poderiam afetar suas instalações, tais como terremotos e inundações,falhas sistêmicas ou risco de interrupção dos negócios.A Cemig Distribuição não tem experimentado perdas significativas em função dos riscos acima mencionados.34) – OBRIGAÇÕES CONTRATUAISA Companhia possui obrigações contratuais e compromissos que incluem a amortização de empréstimos efinanciamentos, contratos com empreiteiros para a construção de novos empreendimentos, compra de energiaelétrica de Itaipu e outros, conforme demonstrado na tabela a seguir:2006 2007 2008 2009 2010 2011 em diante TotalEmpréstimos e Financiamentos 209.171 186.967 278.469 129.653 257.214 1.073.643 2.135.117Compra de Energia Elétrica de Itaipu (1) 1.082.544 1.082.544 1.082.544 1.082.544 1.082.544 2.616.148 8.028.868Transporte de Energia Elétrica de Itaipu (1) 74.244 74.244 74.244 74.244 74.244 179.423 550.643Programa Luz para Todos 845.901 396.877 - - - - 1.242.778Dívida com Plano de Pensão-FORLUZ 90.750 90.912 69.165 73.315 75.183 705.162 1.104.487Compra de Energia - Leilão 776.110 776.111 900.352 967.777 1.148.386 8.083.311 12.652.047Total 3.078.720 2.607.655 2.404.774 2.327.533 2.637.571 12.657.687 25.713.940(1) Contrato com Furnas, em dólar americano, para compra de energia elétrica de Itaipu até Maio de 2013.************************(Original assinado pelos signatários abaixo)Djalma Bastos de Morais Francisco Sales Dias Horta Flávio Decat de MouraDiretor Presidente Diretor Vice-Presidente Diretor de Finanças,Participações e de Relaçõescom InvestidoresHeleni de Mello Fonseca Elmar de Oliveira Santana José Maria de MacedoDiretora de Gestão Empresarial Diretor Diretor de Distribuiçãoe ComercializaçãoCelso Ferrreira Pedro Carlos Hosken Vieira Leonardo George de MagalhãesDiretor de Planejamento, Superintendente Gerente de ContabilidadeProjetos e Construções de Controladoria Contador – CRC-MG-53.140483

ANEXO IDEMONSTRAÇÃO DO FLUXO DE CAIXA31/12/2005 31/12/2004DAS OPERAÇÕESLucro Líquido do Exercício 990.129 -Despesas (Receitas) que não afetam o Caixa -Depreciação e Amortização 363.672 -Baixas Líquidas de Imobilizado 26.141 -Juros e Variações Monetárias de Longo Prazo (497.961) -Imposto de Renda e Contribuição Social Diferidos 338.694 -Provisões para Perdas Operacionais 101.726 -Provisão da Recomposição Tarifária Extraordinária 82.285 -Ativo Regulatório – PIS/PASEP e COFINS (76.244) -Obrigações Pós-Emprego 111.189 -Reajuste Tarifário Diferido (591.010) -848.621 -(Aumento) Redução de Ativos-Consumidores e Revendedores (160.442) -Recomposição Tarifária Extraordinária 260.577 -Tributos Compensáveis (123.769) -Transporte de Energia (250.492) -Outros Ativos Circulantes (9.295) -Despesas Antecipadas – CVA 88.075 -Outros Realizáveis a Longo Prazo 74.458 -(120.888) -Aumento (Redução) de Passivos-Fornecedores 172.410 -Tributos e Contribuição Social (5.189) -Salários e Contribuições Sociais 33.694 -Encargos Regulatórios 124.287 -Empréstimos e Financiamentos 7.759 -Obrigações Pós-Emprego (186.549) -Despesas Antecipadas – CVA 179.009 -Outros (93.788) -231.633 -CAIXA GERADO PELAS OPERAÇÕES 959.366 -ATIVIDADE DE FINANCIAMENTOAumento de Capital - 1Financiamentos Obtidos 709.407 -Pagamentos de Empréstimos e Financiamentos (289.075) -420.332 1TOTAL DE INGRESSO DE RECURSOS 1.379.698 1INVESTIMENTOSEm Investimentos (1.236) -No Imobilizado (921.075) -Obrigações Especiais – Contribuições do Consumidor 75.873 -(846.438) -VARIAÇÃO LÍQUIDA DE CAIXA 533.260 1DEMONSTRAÇÃO DA VARIAÇÃO DO CAIXANo início do exercício 1 -No fim do exercício 533.261 1533.260 1484

ANEXO IIDEMONSTRAÇÃO DO VALOR ADICIONADOEXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2005(Em milhares de reais)31/12/2005RECEITASReceita Operacional 9.274.966Provisão sobre Créditos de Liquidação Duvidosa (98.841)Resultado Não Operacional (30.716)9.145.409INSUMOS ADQUIRIDOS DE TERCEIROSEnergia Elétrica Comprada para Revenda (1.890.075)Encargos de Uso da Rede Básica da Transmissão (554.363)Serviços de Terceiros (312.477)Materiais (73.444)Provisões Operacionais (116.684)Eficiência Energética (172.805)Outros Custos Operacionais (89.149)(3.208.997)VALOR ADICIONADO BRUTO 5.936.412RETENÇÕESDepreciação e Amortização (363.672)VALOR ADICIONADO LÍQUIDO 5.572.740VALOR ADICIONADO RECEBIDO EM TRANSFERÊNCIAReceitas Financeiras 910.836910.836VALOR ADICIONADO A DISTRIBUIR 6.483.576DISTRIBUIÇÃO DO VALOR ADICIONADOPessoal e Encargos 769.397 12%Impostos, Taxas e Contribuições 4.188.978 64%Despesas financeiras e Aluguéis 535.072 8%Juros sobre Capital Próprio e Dividendos 940.623 15%Lucros Retidos 49.506 1%6.483.576 100%485

PARECER DO CONSELHO FISCALOs membros do Conselho Fiscal da Cemig Distribuição S.A., infra-assinados, no desempenho desuas funções legais e estatutárias, reunidos nesta data, na sede social, na Av. Barbacena, 1.200, 17º andar, Ala A1,em Belo Horizonte-MG, examinaram o Relatório da Administração e as Demonstrações Financeiras, referentes aoexercício findo em 31-12-2005, e respectivos documentos complementares. Após verificarem que os documentosacima mencionados refletem a situação econômico-financeira da Empresa e considerando, também, osesclarecimentos prestados pelos representantes da Administração da Companhia e de seus auditoresindependentes (Deloitte Touche Tohmatsu), opinam os membros do Conselho Fiscal, por unanimidade,favoravelmente à aprovação dos mesmos pela próxima Assembléia Geral Ordinária.Belo Horizonte, 08 de março de 2006.a.a.)Thales de Souza Ramos FilhoItamaury Teles de OliveiraLuiz Guaritá NetoAristóteles Luiz Menezes Vasconcellos DrummondLuiz Otávio Nunes West486

Informações Financeiras Trimestrais da Emissora relativas aos períodos de 9 meses findosem 30 de setembro de 2007 e 2006, acompanhadas dos respectivos Relatórios de RevisãoLimitada dos Auditores Independentes487

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SERVIÇO PÚBLICO FEDERALDivulgação ExternaCVM - COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOSLegislação SocietáriaITR - INFORMAÇÕES TRIMESTRAISEMPRESA COMERCIAL, INDUSTRIAL E OUTRAS DATA-BASE - 30/09/2007Reapresentação EspontâneaO REGISTRO NA CVM NÃO IMPLICA QUALQUER APRECIAÇÃO SOBRE A COMPANHIA, SENDO OS SEUS ADMINISTRADORES RESPONSÁVEIS PELAVERACIDADE DAS INFORMAÇÕES PRESTADAS.01.01 - IDENTIFICAÇÃO1 - Código CVM 2 - Denominação Social 3 - CNPJ 4 - NIRE02030-3 CEMIG DISTRIBUIÇÃO S.A. 06.981.180/0001-16 3130002056-801.02 - SEDE1 - Endereço Completo 2 - Bairro ou Distrito 3 - CEP 4 - Município 5 - UFAv. Barbacena, 1200 - 17º andar Santo Agostinho 30190-131 Belo Horizonte MG6 - DDD 7 - Telefone 8 - Telefone 9 - Telefone 10 - Telex31 3506-4900 3506-5024 3506-2578 31112411 - DDD 12 - Fax 13 - Fax 14 - Fax 15 - E-mail31 3506-5026 3506-5025 3506-4028 mail@cemig.com.br01.03 - DIRETOR DE RELAÇÕES COM INVESTIDORES (Endereço para Correspondência com a Companhia)1 - Nome 2 - Endereço Completo 3 - Bairro ou DistritoLuiz Fernando Rolla Av. Barbacena, 1200 Santo Agostinho4 - CEP 5 - Município 6 - UF 7 - DDD 8 - Telefone 9 - Telefone 10 - Telefone30190-131 Belo Horizonte MG 31 3506-4903 3506-2069 3506-499911 - Telex 12 - DDD 13 - Fax 14 - Fax 15 - Fax 16 - E-mail311124 31 3506-4969 3506-4028 3506-5068 lrolla@cemig.com.br01.04 - REFERÊNCIA/AUDITORExercício Social em Curso Trimestre Atual Trimestre Anterior1 - Início 2 - Término 3 - Número 4 - Início 5 - Término 6 - Número 7 - Início 8 - Término01/01/2007 31/12/2007 3 01/07/2007 30/09/2007 2 01/04/2007 30/06/20079 - Nome/Razão Social do Auditor 10 - Código CVM 11 - Nome do Responsável Técnico 12 - CPF do Responsável TécnicoKPMG Auditores Independentes 00418-9 Marco Tulio Fernandes Ferreira 499.953.166-6801.05 - COMPOSIÇÃO DO CAPITAL SOCIALNúmero de Ações (Mil) 1 - Trimestre Atual 30/09/2007 2 - Trimestre Anterior 30/06/2007 3 - Igual Trimestre Ex. Anterior 30/09/2006Do Capital Integralizado1 - Ordinárias 2.261.998 2.261.998 2.261.9982 - Preferenciais 0 0 03 - Total 2.261.998 2.261.998 2.261.998Em Tesouraria4 - Ordinárias 0 0 05 - Preferenciais 0 0 06 - Total 0 0 001.06 - CARACTERÍSTICAS DA EMPRESA1 - Tipo de Empresa 2 - Tipo de Situação 3 - Natureza do Controle Acionário 4 - Código AtividadeEmpresa Comercial, Industrial e Outras Operacional Estatal 112 - Energia Elétrica5 - Atividade Principal 6 - Tipo de Consolidado 7 -Tipo do Relatório dos AuditoresConcessionária de Serviço Público de Energia Elétrica Não Apresentado Sem Ressalva01.07 - SOCIEDADES NÃO INCLUÍDAS NAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS CONSOLIDADAS1 - Item 2 - CNPJ 3 - Denominação Social01.08 - PROVENTOS EM DINHEIRO DELIBERADOS E/OU PAGOS DURANTE E APÓS O TRIMESTRE1 - Item 2 - Evento 3 - Aprovação 4 - Provento 5 - Início Pagto. 6 - Espécie e Classe de Ação 7 - Valor do Provento p/Ação01 RD 25/09/2007 Juros sobre Capital Próprio 30/06/2008 ON 0,016372700001.09 - CAPITAL SOCIAL SUBSCRITO E ALTERAÇÕES NO EXERCÍCIO SOCIAL EM CURSO1 - Item 2 - Data da 3 - Valor do Capital 4 - Valor da Alteração 5 - Origem da Alteração 7 - Quantidade de 8 -Preço da Ação naAlteração Social (Reais Mil) (Reais Mil) Ações Emitidas (Mil) Emissão (Reais)01.10 - DIRETOR DE RELAÇÕES COM INVESTIDORES1 - Data 2 - Assinatura7/11/2007489

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02.01 - BALANÇO PATRIMONIAL ATIVO (Reais Mil)Código Descrição 30/09/2007 30/06/20071 Ativo Total 10.626.713 10.357.5271.01 Ativo Circulante 4.915.463 4.467.8701.01.01 Disponibilidades 626.801 547.8281.01.02 Créditos 4.110.386 3.778.0651.01.02.01 Clientes 1.802.943 1.761.7831.01.02.01.01 Consumidores e Revendedores 1.414.191 1.386.9571.01.02.01.02 Concessionários - Transporte de Energia 388.752 374.8261.01.02.02 Créditos Diversos 2.307.443 2.016.2821.01.02.02.01 Consumidores - RTE e Parcela "A" 339.187 214.5751.01.02.02.02 Tributos Compensáveis 612.599 402.9351.01.02.02.03 Despesas Antecipadas - CVA 585.637 603.3101.01.02.02.04 Créditos Tributários 175.799 131.7911.01.02.02.05 Ativo Regulatório PIS-PASEP/COFINS 124.567 175.4981.01.02.02.06 Reajuste Tarifário Diferido 469.654 488.1731.01.03 Estoques 15.192 13.8511.01.04 Outros 163.084 128.1261.02 Ativo Não Circulante 5.711.250 5.889.6571.02.01 Ativo Realizável a Longo Prazo 1.764.010 2.026.0711.02.01.01 Créditos Diversos 1.710.956 1.994.7451.02.01.01.01 Consumidores - RTE e Parcela "A" 816.606 987.7781.02.01.01.02 Despesas Antecipadas - CVA 141.088 159.9861.02.01.01.03 Créditos Tributários 161.765 166.8161.02.01.01.04 Tributos Compensáveis 206.386 222.8341.02.01.01.05 Depósitos Vinculados a Litígios 120.053 118.1061.02.01.01.06 Consumidores e Revendedores 39.983 43.4411.02.01.01.07 Ativo Regulatório PIS-PASEP/COFINS 60.880 60.8801.02.01.01.08 Reajuste Tarifário Diferido 164.195 234.9041.02.01.02 Créditos com Pessoas Ligadas 40.186 20.0531.02.01.02.01 Com Coligadas e Equiparadas 0 01.02.01.02.02 Com Controladas 0 01.02.01.02.03 Com Outras Pessoas Ligadas 0 01.02.01.03 Outros 12.868 11.2731.02.02 Ativo Permanente 3.947.240 3.863.5861.02.02.01 Investimentos 2.948 2.7911.02.02.01.01 Participações Coligadas/Equiparadas 0 01.02.02.01.02 Participações Coligadas/Equiparadas-Ágio 0 01.02.02.01.03 Participações em Controladas 0 01.02.02.01.04 Participações em Controladas - Ágio 0 01.02.02.01.05 Outros Investimentos 0 2.7911.02.02.02 Imobilizado 3.783.820 3.723.7451.02.02.03 Intangível 160.309 136.8571.02.02.04 Diferido 163 193491

02.02 - BALANÇO PATRIMONIAL PASSIVO (Reais Mil)Código Descrição 30/09/2007 30/06/20072 Passivo Total 10.626.713 10.357.5272.01 Passivo Circulante 4.182.953 4.153.8892.01.01 Empréstimos e Financiamentos 859.713 813.1232.01.02 Debêntures 8.985 1.9812.01.03 Fornecedores 529.222 590.9432.01.04 Impostos, Taxas e Contribuições 1.143.665 939.2712.01.05 Dividendos a Pagar 169.704 427.0692.01.06 Provisões 465.764 432.1382.01.06.01 Salários e Encargos Sociais 140.775 133.5562.01.06.02 Encargos Regulatórios 276.529 265.9442.01.06.03 Participação nos Lucros 48.460 32.6382.01.07 Dívidas com Pessoas Ligadas 445 4.4502.01.08 Outros 1.005.455 944.9142.01.08.01 Despesas Antecipadas - CVA 600.466 580.0272.01.08.02 Obrigações Pós-Emprego 57.542 64.5432.01.08.03 Provisão p/Perdas - Inst. Financeiros 191.533 170.9392.01.08.04 Outras Obrigações 155.914 129.4052.02 Passivo Não Circulante 3.499.515 3.493.1902.02.01 Passivo Exigível a Longo Prazo 3.499.515 3.493.1902.02.01.01 Empréstimos e Financiamentos 1.660.281 1.673.5852.02.01.02 Debêntures 268.756 262.1712.02.01.03 Provisões 35.650 35.3342.02.01.03.01 Provisões para Contigências 35.650 35.3342.02.01.04 Dívidas com Pessoas Ligadas 0 02.02.01.05 Adiantamento para Futuro Aumento Capital 0 02.02.01.06 Outros 1.534.828 1.522.1002.02.01.06.01 Despesas Antecipadas - CVA 97.470 128.2622.02.01.06.02 Obrigações Pós-Emprego 858.580 872.6612.02.01.06.03 Fornecedores 329.857 261.2672.02.01.06.04 Impostos, Taxas e Contribuições 233.362 249.3562.02.01.06.05 Encargos Regulatórios 6.248 2.2322.02.01.06.06 Outras Obrigações 9.311 8.3222.02.02 Resultados de Exercícios Futuros 0 02.04 Patrimônio Líquido 2.944.245 2.710.4482.04.01 Capital Social Realizado 2.261.998 2.261.9982.04.02 Reservas de Capital 0 02.04.03 Reservas de Reavaliação 0 02.04.03.01 Ativos Próprios 0 02.04.03.02 Controladas/Coligadas e Equiparadas 0 02.04.04 Reservas de Lucro 87.984 87.9842.04.04.01 Legal 87.984 87.9842.04.04.02 Estatutária 0 02.04.04.03 Para Contingências 0 02.04.04.04 De Lucros a Realizar 0 02.04.04.05 Retenção de Lucros 0 02.04.04.06 Especial p/ Dividendos Não Distribuídos 0 02.04.04.07 Outras Reservas de Lucro 0 02.04.05 Lucros/Prejuízos Acumulados 594.263 360.4662.04.06 Adiantamento para Futuro Aumento Capital 0 0492

03.01 - DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO (Reais Mil)01/07/2007 a 01/01/2007 a 01/07/2006 a 01/01/2006 aCódigo Descrição 30/09/2007 30/09/2007 30/09/2006 30/09/20063.01 Receita Bruta de Vendas e/ou Serviços 2.533.340 7.275.807 2.377.827 6.840.2673.01.01 Fornecimento Bruto de Energia Elétrica 2.210.887 6.269.731 2.050.709 5.821.8403.01.03 Receita de Uso da Rede 302.046 955.593 313.498 979.0823.01.04 Outras Receitas Operacionais 20.407 50.483 13.620 39.3453.02 Deduções da Receita Bruta (992.863) (2.937.906) (982.772) (2.739.931)3.03 Receita Líquida de Vendas e/ou Serviços 1.540.477 4.337.901 1.395.055 4.100.3363.04 Custo de Bens e/ou Serviços Vendidos (1.054.745) (3.142.157) (1.046.320) (3.287.675)3.04.01 Energia Elétrica Comprada para Revenda (575.361) (1.574.176) (538.934) (1.571.645)3.04.02 Encargos Uso da Rede Básica Transmissão (109.989) (337.885) (111.555) (421.704)3.04.03 Pessoal e Administradores (153.380) (494.999) (168.726) (629.173)3.04.04 Obrigações Pós-Emprego (17.372) (53.257) (26.958) (80.872)3.04.05 Materiais (16.509) (49.535) (14.637) (45.907)3.04.06 Serviços de Terceiros (67.718) (234.655) (68.419) (208.378)3.04.07 Depreciação e Amortização (102.135) (292.995) (90.527) (274.218)3.04.08 Provisões Operacionais 1.934 (31.052) (1.935) (7.452)3.04.09 Outras (14.215) (73.603) (24.629) (48.326)3.05 Resultado Bruto 485.732 1.195.744 348.735 812.6613.06 Despesas/Receitas Operacionais (87.048) (157.333) (58.175) (16.679)3.06.01 Com Vendas (47.495) (90.116) (67.839) (130.982)3.06.02 Gerais e Administrativas (33.213) (66.845) 3.887 (14.914)3.06.03 Financeiras 2.791 20.696 10.299 145.5043.06.03.01 Receitas Financeiras 157.789 551.668 158.528 596.3593.06.03.02 Despesas Financeiras (154.998) (530.972) (148.229) (450.855)3.06.04 Outras Receitas Operacionais 11.937 0 11.765 03.06.05 Outras Despesas Operacionais (21.068) (21.068) (16.287) (16.287)3.06.06 Resultado da Equivalência Patrimonial 0 0 0 03.07 Resultado Operacional 398.684 1.038.411 290.560 795.9823.08 Resultado Não Operacional (10.793) (25.949) (6.746) (21.317)3.08.01 Receitas 125 539 5.569 6.1213.08.02 Despesas (10.918) (26.488) (12.315) (27.438)3.09 Resultado Antes Tributação/Participações 387.891 1.012.462 283.814 774.6653.10 Provisão para IR e Contribuição Social (178.275) (523.427) 153.065 (86.882)3.11 IR Diferido 61.216 217.435 (228.178) (135.177)3.12 Participações/Contribuições Estatutárias 0 0 0 03.12.01 Participações 0 0 0 03.12.02 Contribuições 0 0 0 03.13 Reversão dos Juros sobre Capital Próprio 0 0 0 03.15 Lucro/Prejuízo do Período 270.832 706.470 208.701 552.606NÚMERO AÇÕES, EX-TESOURARIA (Mil) 2.261.998 2.261.998 2.261.998 2.261.998LUCRO POR AÇÃO (Reais) 0,11973 0,31232 0,09226 0,24430PREJUÍZO POR AÇÃO (Reais)493

04.01 - NOTAS EXPLICATIVAS1) - CONTEXTO OPERACIONAL(Em milhares de reais, exceto se indicado de outra forma)A Cemig Distribuição S.A. (“Companhia” ou “Cemig Distribuição”) é uma sociedade anônima de capital aberto,subsidiária integral da Companhia Energética de Minas Gerais - CEMIG (“CEMIG”), constituída em 8 de setembrode 2004 e com início das suas operações a partir de 1º de janeiro de 2005, como resultado do processo dedesmembramento das atividades da CEMIG.Os contratos de concessão para distribuição de energia elétrica da CEMIG, assinados em 1997, determinavam areestruturação das suas operações através do desmembramento de suas atividades de geração, transmissão edistribuição em subsidiárias integrais (“desverticalização”).Adicionalmente, a Medida Provisória nº 144, de 11 de dezembro de 2003, posteriormente convertida na LeiFederal nº 10.848, de 15 de março de 2004, de reestruturação do modelo do setor elétrico brasileiro, determinou aseparação em empresas distintas das atividades de geração e transmissão da atividade de distribuição de energiaelétrica.Desta forma, as redes e linhas de distribuição e outros ativos e passivos relacionados às atividades de distribuiçãode energia elétrica da CEMIG foram transferidos, a partir de 1º de janeiro de 2005, para a Cemig Distribuição.A Cemig Distribuição tem como área de concessão 567.740 Km 2 (não revisado pelos auditores independentes),aproximadamente 97,00% do Estado de Minas Gerais, atendendo a 6.406.983 consumidores (não revisado pelosauditores independentes) em 30 de setembro de 2007.A Companhia teve a sua abertura de capital autorizada pela Comissão de Valores Mobiliários “CVM” em 25 desetembro de 2006, devendo ser ressaltado que as suas ações não são negociadas em bolsa de valores.2) - APRESENTAÇÃO DAS INFORMAÇÕES TRIMESTRAISForam elaboradas e preparadas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, compreendendo: a Leidas Sociedades por Ações; normas da CVM; e normas da legislação específica aplicáveis às concessionárias deenergia elétrica, emanadas da Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL.As informações trimestrais foram elaboradas seguindo princípios, métodos e critérios contábeis uniformes emrelação àqueles adotados em 31 de dezembro de 2006.A ANEEL publicou o Despacho n° 3.073 de 28 de dezembro de 2006, que alterou o Manual de Contabilidade doServiço Público de Energia Elétrica, com entrada em vigor em 1º de Janeiro de 2007 estabelecendo a transferênciados encargos do consumidor: Programa de Eficiência Energética, Conta de Desenvolvimento Energético - CDE,Conta de Consumo de Combustível - CCC, Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico - FNDCT,Expansão do Sistema Energético - EPE e Pesquisa e Desenvolvimento, de Despesas Operacionais para Deduçõesda Receita.Através do Ofício Circular n°1.314/2007 de 27 de junho de 2007 a ANEEL revogou as orientações contidas nosOfícios Circulares n°s 236/2007 e 296/2007, que determinavam a depreciação das obrigações especiais vinculadasa ativos que entraram em operação a partir de 1° de janeiro de 2007. Com base na nova orientação, todo o saldodas obrigações especiais vinculadas a ativos deverá ser depreciado somente a partir do segundo ciclo de revisãotarifária, no caso da CEMIG, a partir de 8 de abril de 2008.Adicionalmente, a Companhia está apresentando as demonstrações de fluxo de caixa. Vide nota explicativa nº 28.494

Reclassificação de Saldos ContábeisEm função, basicamente, das alterações já mencionadas no plano de contas da ANEEL, a Companhia reclassificoudeterminadas transações referentes ao 1º semestre de 2006 para permitir a comparabilidade das informações,como segue:Conta OriginalConta de ReclassificaçãoFornecimento Bruto de Energia Elétrica (94.281) Receita de Uso da Rede 94.281Custos Operacionais - Custo de operaçãoDeduções da Receita BrutaPrograma de Eficiência Energética - PEE 17.261 Programa de Eficiência Energética - PEE (17.261)Conta de Desenvolvimento Energético - CDE 204.523 Conta de Desenvolvimento Energético - CDE (204.523)Quota para conta de consumo de combustível - CCC 304.119 Quota para conta de consumo de combustível - CCC (304.119)Pesquisa e Desenvolvimento - P&D 14.363 Pesquisa e Desenvolvimento - P&D (14.363)Fundo Nacional de Desenvolvimento CientíficoFundo Nacional de Desenvolvimento Científico ee Tecnológico -FNDCT 12.743 Tecnológico -FNDCT (12.743)Pesquisa Expansão Sistema Energético - EPE 6.371 Pesquisa Expansão Sistema Energético - EPE (6.371)559.380 (559.380)Juros sobre o capital próprioOs juros sobre o capital próprio pagos em substituição aos dividendos, apesar de registrados contabilmente comodespesa financeira, estão apresentados nas Demonstrações Financeiras como redutores do Patrimônio Líquido, deforma a refletir a essência da operação.3) - DISPONIBILIDADES30/09/2007 30/06/2007Contas Bancárias 200.069 229.761Aplicações Financeiras - Certificados de Depósito Bancário 426.732 318.067626.801 547.828As aplicações financeiras da Cemig Distribuição têm sua remuneração baseada, substancialmente, na variação doCDI - “Certificado de Depósito Interfinanceiro”, com prazo de resgate inferior a 90 dias.4) - CONSUMIDORES E REVENDEDORESVencidos VencidosSaldos a até há mais TotalClasse de Consumidor Vencer 90 dias de 90 dias 30/09/2007 30/06/2007Ativo CirculanteResidencial 426.032 165.067 72.271 663.370 617.292Industrial 155.711 42.135 81.382 279.228 328.711Comércio, Serviços e Outras 209.301 56.122 49.216 314.639 280.443Rural 79.323 19.155 14.369 112.847 91.257Poder Público 36.690 7.681 5.120 49.491 47.056Iluminação Pública 101.293 6.903 8.883 117.079 81.858Serviço Público 64.719 2.179 3.670 70.568 123.251Subtotal - Consumidores 1.073.069 299.242 234.911 1.607.222 1.569.868Suprimento a Outras Concessionárias 11.468 - - 11.468 5.133Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa - - (204.499) (204.499) (188.044)1.084.537 299.242 30.412 1.414.191 1.386.957Encontram-se registrados no Ativo Não Circulante, valores a receber no montante de R$39.983 em 30 de setembrode 2007 (R$43.441 em 30 de junho de 2007), referentes a renegociações de débitos com a Companhia deSaneamento de Minas Gerais - COPASA, a serem quitados até setembro de 2012, e Prefeitura de Belo Horizonte -PBH a serem quitados até março de 2010.A Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa constituída é considerada suficiente para cobrir eventuais perdasna realização desses ativos.495

5) - ATIVOS E PASSIVOS REGULATÓRIOSO Acordo Geral do Setor Elétrico, assinado em 2001, e a nova regulamentação do setor de energia elétricaimplicaram na constituição de diversos ativos e passivos regulatórios, bem como no diferimento dos impostosfederais incidentes sobre estes ativos e passivos (são quitados à medida que os ativos e passivos são recebidose/ou pagos), conforme demonstrado a seguir:30/09/2007 30/06/2007AtivosRecomposição Tarifária Extraordinária e Parcela “A” - Nota nº 6 1.155.793 1.202.353Reajuste Tarifário Diferido - Nota nº 10 633.849 723.077PIS-PASEP/COFINS - Nota nº 11 185.447 236.378Despesas Antecipadas - CVA - Nota nº 7 726.725 763.2962.701.814 2.925.104PassivosFornecedores - Repasse aos Geradores pela Compra de Energia Livre - Nota nº 13 (368.302) (380.920)Passivos Regulatórios - CVA - Nota nº 7 (697.936) (708.289)Impostos, Taxas e Contribuições - Obrigações Diferidas - Nota nº 14 (405.244) (499.592)(1.471.482) (1.588.801)1.230.332 1.336.3036) - RECOMPOSIÇÃO TARIFÁRIA EXTRAORDINÁRIA E PARCELA “A” - (“RTE”)a) Recomposição Tarifária ExtraordináriaA Resolução nº 91 da Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica -GCE, de 21 de dezembro de 2001 e a Lei nº10.438, de 26 de abril de 2002, estabeleceram os procedimentos para implementação da RTE, com entrada emvigor a partir de 27 de dezembro de 2001. Os reajustes tarifários foram definidos através da Resolução nº 130 daGCE, em 30 de abril de 2002, conforme segue:• Reajuste de 2,90% para os consumidores das classes residencial (excluindo os consumidores de baixa renda),rural, iluminação pública e consumidores industriais de alta tensão em que o custo de energia elétricarepresente 18,00% ou mais do custo médio de produção e que atendam a determinados requisitosrelacionados com fator de carga e demanda de energia, especificados na Resolução.• Reajuste de 7,90% para os demais consumidores.A RTE está sendo utilizada para compensação dos itens a seguir:• Perdas com faturamento no período de 1º de junho de 2001 a 28 de fevereiro de 2002, correspondendo àdiferença entre a receita estimada da Companhia, caso não houvesse sido implementado o Programa deRacionamento, e a receita verificada sob a vigência do mesmo, conforme fórmula divulgada pela ANEEL. Nãoforam incluídas na apuração deste valor as eventuais perdas com inadimplência de consumidores, as quais nãose espera serem relevantes, e o ICMS.• Repasse a ser efetuado às geradoras que compraram energia no MAE, sucedido em 2004 pela Câmara deComercialização de Energia Elétrica (“CCEE”), no período de 1º de junho de 2001 a 28 de fevereiro de 2002,com preço excedente ao valor de R$49,26/MWh (“energia livre”). Como a Companhia é apenas umarepassadora às geradoras dos valores recebidos, foram incluídos neste saldo os tributos e outros encargosregulatórios incidentes sobre a receita. Quando do repasse às geradoras, são deduzidos os impostos e encargosregulatórios mencionados.A recuperação dos créditos através da RTE, conforme Resolução Normativa nº 45, de 3 de março de 2004, éefetuada na proporção de 64,29% e 35,71% para os créditos referentes às perdas com faturamento e energialivre, respectivamente.Os créditos da RTE referentes a perdas com o racionamento estão sendo atualizados pela variação da SELIC até omês efetivo da sua compensação.496

Os créditos de RTE referentes a energia livre são atualizados pela SELIC e adicionados de 1,00% de juros ao anopara os valores a serem repassados para os geradores que obtiveram empréstimos do BNDES.O ICMS incidente sobre o saldo da RTE, correspondente às receitas a serem faturadas, o qual é estimado emR$116.645 em 30 de setembro de 2007 (R$132.971 em 30 de junho de 2007), somente é devido por ocasião daemissão da respectiva fatura de energia elétrica aos consumidores. A Companhia, neste sentido, atua como merarepassadora do referido tributo entre os consumidores e a Receita Estadual e, portanto, não efetuou o registroantecipado da referida obrigação e dos valores de ICMS a serem cobrados em conta de energia.Provisão para perdasConforme Resolução Normativa nº 1 da ANEEL, de 12 de janeiro de 2004, a RTE da Companhia teve seu prazo devigência alterado de 82 para 74 meses, passando a vigorar no período de janeiro de 2002 a fevereiro de 2008. ACompanhia elaborou estudo para verificar se o prazo estipulado de 74 meses seria suficiente para recuperação dosvalores homologados pela ANEEL.Na elaboração deste estudo foram consideradas determinadas premissas, sendo as mais relevantes àquelasreferentes às projeções de reajustes tarifários, taxas de inflação, SELIC e crescimento do mercado de energia.Com base no estudo, foi estimada em R$100.644 a provisão para perdas na realização dos valores da RTE em 30de setembro de 2007 (R$97.907 em 30 de junho de 2007), registrada como redutora do ativo respectivo e comcontrapartida no resultado financeiro.b) Parcela “A”Os itens da Parcela “A” são definidos como sendo o somatório das diferenças, positivas ou negativas, no período de 1ºde janeiro a 25 de outubro de 2001, entre os valores dos custos não gerenciáveis apresentados na base de cálculopara a determinação do último reajuste tarifário anual e os desembolsos efetivamente ocorridos no período.Através da Resolução Normativa nº 1, de 12 de janeiro de 2004, a ANEEL definiu que os valores das variações nositens não gerenciáveis da Parcela “A” deixariam de ser incluídos no prazo limite de vigência da RTE, sendo que suarecuperação será iniciada imediatamente após o final da vigência da RTE, utilizando os mesmos mecanismos derecuperação, ou seja, o reajuste aplicado nas tarifas para compensação dos valores da RTE continuará em vigorpara compensação dos itens da Parcela “A”.Os créditos da Parcela “A” são atualizados pela variação da SELIC até o mês efetivo da sua compensação, nãohavendo limite de prazo para sua realização.c) Composição dos saldos da RTE e Parcela “A”30/09/2007 30/06/2007AtualizaçãoPrincipal pela SELIC Total TotalRecomposição das perdas com faturamento (1) 713.391 587.266 1.300.657 1.294.850Valores arrecadados (616.065) (507.147) (1.123.212) (1.071.240)97.326 80.119 177.445 223.610( - ) Provisão para Perdas na Realização dos itens da RTE (55.202) (45.442) (100.644) (97.907)42.124 34.677 76.801 125.703Reembolso dos gastos com energia livre dos geradores (2) 462.531 400.144 862.675 850.211Valores arrecadados (253.549) (219.349) (472.898 (444.032)208.982 180.795 389.777 406.179Total da RTE 251.106 215.472 466.578 531.882Compensação dos itens da Parcela “A” (3) 245.299 443.916 689.215 670.471Total da RTE e da Parcela “A” 496.405 659.388 1.155.793 1.202.353Ativo Circulante 339.187 214.575Realizável a Longo Prazo 816.606 987.778497

Os valores da RTE a serem repassados aos geradores referentes à energia livre, registrados no Passivo, na contade Fornecedores (Vide nota explicativa nº 13), são como segue:30/09/2007 30/06/2007AtualizaçãoPrincipal pela SELIC Total TotalValores a serem repassados aos geradores (2) 419.229 387.446 806.675 789.523( - ) Repasses realizados (227.822) (210.551) (438.373) (408.603)191.407 176.895 368.302 380.920Passivo Circulante 38.445 119.653Passivo Não Circulante 329.857 261.267(1) Valores homologados através das Resoluções ANEEL nºs 480 e 481 de 2002 e 001 de 2004.(2) Valores homologados através das Resoluções ANEEL nºs 001 e 045 de 2004.(3) Valores homologados através das Resoluções ANEEL nºs 482 de 2002 e 001 de 2004.7) - DESPESAS ANTECIPADAS E PASSIVOS REGULATÓRIOS - CVAO saldo da Conta de Compensação de Variação de Itens da Parcela “A” - CVA refere-se às variações positivas enegativas entre a estimativa de custos não gerenciáveis da Companhia utilizados para definição do reajustetarifário, e os pagamentos efetivamente ocorridos. As variações apuradas são compensadas nos reajustestarifários subseqüentes.Saldo em Valores Amortização Atualização Saldo em30/06/2007 Diferidos (1) (2) Monetária (3) 30/09/2007Energia Comprada para Revenda 110.252 (33.951) (22.844) 1.938 55.395Quota para a Conta de Consumode Combustível - CCC (86.986) 22.984 12.798 (2.347) (53.551)Encargo de Serviço do Sistema - ESS 24.062 (1.862) (2.085) (123) 19.992Tarifa de transporte de energia elétrica de Itaipu (1.186) (294) 607 (112) (985)Tarifa de uso das instalações de transmissão integrantesda rede básica (13.376) (6.935) 8.512 (977) (12.776)Compensação Financeira pela Utilizaçãode Recursos Hídricos 3.986 - (425) - 3.561Quota de Recolhimento à Conta de DesenvolvimentoEnergético - CDE 9.881 (255) 412 (4) 10.034Programa de Incentivo às Fontes Alternativasde Energia Elétrica - PROINFA 8.374 - (1.429) 174 7.11955.007 (20.313) (4.454) (1.451) 28.78930/09/2007 30/06/2007Ativo Circulante 585.637 603.310Ativo Realizável Longo Prazo 141.088 159.986Passivo Circulante (600.466) (580.027)Passivo Não Circulante (97.470) (128.262)(1) Refere-se à parcela dos custos não controláveis que não foi incluída na receita, dessa forma, foi excluída doresultado.(2) Referem-se aos custos não controláveis que foram transferidos para o resultado em função das suas inclusõesna receita da Companhia.(3) Refere-se à atualização pela variação da SELIC que ocorre entre a data do pagamento da despesa e a suaefetiva compensação no reajuste tarifário.498

8) - TRIBUTOS COMPENSÁVEIS30/09/2007 30/06/2007CirculanteICMS a Recuperar 8.169 1.625Imposto de Renda 408.517 259.705Contribuição Social 164.641 111.217COFINS 25.295 24.729PASEP 5.660 5.482Outros 317 177612.599 402.935Não CirculanteICMS a Recuperar 206.386 222.834818.985 625.769Os saldos de Imposto de Renda e Contribuição Social referem-se a antecipações que serão compensadas com asobrigações registradas na rubrica de “ Impostos, Taxas e Contribuições” quando do preenchimento da Declaraçãodo Imposto de Renda da Pessoa Jurídica -DIPJ.Os créditos de ICMS a recuperar, registrados no Ativo Realizável a Longo Prazo, são decorrentes de aquisições deativo imobilizado, que podem ser compensados em 48 meses. A Companhia está em processo de adequação aosnovos requerimentos de informações eletrônicas exigidos pelo Governo do Estado de Minas Gerais, o quepermitirá a compensação dos créditos em 2008.9) - IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIALa) Créditos Tributários:A Companhia possui créditos tributários de Imposto de Renda, constituídos à alíquota de 25,00% e ContribuiçãoSocial, constituídos à alíquota de 9,00%, conforme segue:30/09/2007 30/06/2007Créditos Tributários sobre-Obrigações Pós-Emprego 49.559 70.130Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa 77.332 71.728Provisão para Perdas na Realização dos Valores da Recomposição TarifáriaExtraordinária 34.219 33.288Provisão de PASEP/COFINS - Recomposição Tarifária Extraordinária 24.883 30.618Instrumentos Financeiros 74.286 43.799Variação cambial 49.026 26.271Provisão para Contingências 12.121 12.014Outros 16.138 10.759337.564 298.607Ativo Circulante 175.799 131.791Realizável a Longo Prazo 161.765 166.816O Conselho de Administração, em reunião realizada no dia 8 de fevereiro de 2007, aprovou o estudo técnicoelaborado pela Diretoria de Finanças, Relações com Investidores e Controle de Participações da CemigDistribuição referente à projeção de lucratividade futura ajustada a valor presente, que evidencia a capacidade derealização do ativo fiscal diferido em um prazo máximo de 10 anos, conforme definido na Instrução CVM nº 371.Referido estudo foi também submetido a exame do Conselho Fiscal em 14 de fevereiro de 2007.499

Conforme as estimativas da Cemig Distribuição, os lucros tributáveis futuros permitem a realização do ativo fiscaldiferido, existente em 30 de setembro de 2007, conforme estimativa abaixo:2007 89.7862008 114.6842009 31.0152010 31.0152011 31.0162012 a 2014 30.1362015 a 2016 9.912337.564b) Conciliação da Despesa com Imposto de Renda e Contribuição Social:A conciliação da despesa nominal de Imposto de Renda (alíquota de 25%) e da Contribuição Social (alíquota de9%) com a despesa efetiva apresentada na demonstração de resultado é como segue:30/09/2007 30/09/2006Lucro Antes do Imposto de Renda e Contribuição Social 1.012.462 774.665Imposto de Renda e Contribuição Social - Despesa Nominal (344.237) (263.386)Efeitos Fiscais Incidentes sobre:Juros sobre Capital Próprio 38.150 42.930Incentivos Fiscais 4.742 3.354Contribuições e Doações Indedutíveis (3.967) (4.012)Ajuste Imposto de Renda e Contribuição Social - Exercício Anterior (555) -Créditos Fiscais não Reconhecidos 657 (757)Outros (782) (188)Imposto de Renda e Contribuição Social - Despesa Efetiva (305.992) (222.059)10) - REAJUSTE TARIFÁRIO DIFERIDOA ANEEL, através da Resolução Homologatória nº 71, publicada de forma retroativa a 4 de abril de 2004, definiu osresultados da revisão tarifária periódica da Companhia.A revisão tarifária periódica compreende o reposicionamento das tarifas de fornecimento de energia elétrica emnível compatível com a preservação do equilíbrio econômico-financeiro do contrato de concessão, proporcionandoreceita suficiente para a cobertura de custos operacionais eficientes e a remuneração adequada dosinvestimentos.O reajuste médio aplicado às tarifas em 8 de abril de 2003, em caráter provisório, foi de 31,53%. Entretanto,conforme descrito na resolução mencionada, o reposicionamento tarifário definitivo deveria ter sido de 44,41%.Conforme estabelecido na resolução, a diferença percentual de 12,88% seria compensada através de umacréscimo de R$301.334, a valores de abril de 2003, em cada um dos reajustes tarifários previstos no período de2004 a 2007, cumulativamente.A última parcela que deveria ter sido incluída no reajuste tarifário de 8 de abril de 2007 foi postergada para o anode 2008.A diferença entre o reposicionamento tarifário ao qual a Companhia tem direito e a tarifa efetivamente cobrada dosconsumidores foi reconhecida como um ativo regulatório.500

Os valores referentes ao reajuste tarifário diferido são atualizados monetariamente pelo IGP-M acrescidos de jurosde 11,26% a.a..30/09/2007 30/06/2007Reajuste Tarifário Diferido - Desde 08/04/2003 949.612 949.612Juros (definido pela ANEEL - 11,26% a.a.) 417.605 398.218Atualização Monetária - IGP-M 168.648 150.951(-) Valores Arrecadados (902.016) (775.704)633.849 723.077Ativo Circulante 469.654 488.173Realizável a Longo Prazo 164.195 234.904Adicionalmente, foram reconhecidos os impostos diferidos incidentes sobre a receita registrada, cujo saldo em 30de setembro de 2007 é de R$274.140.11) - ATIVO REGULATÓRIO - PIS-PASEP/COFINSAtravés das Leis Federais nºs 10.637 e 10.833 foram alteradas as bases de cálculo e majoração das alíquotas do PIS-PASEP/COFINS. Em função destas alterações, ocorreu um crescimento nas despesas com PIS-PASEP no período dedezembro de 2002 a março de 2005 e nas despesas com COFINS entre fevereiro de 2004 e junho de 2005.Desta forma, a Companhia registrou, de acordo com critério definido pela ANEEL, os créditos como um AtivoRegulatório e em contrapartida reduziu a despesa com PIS-PASEP/COFINS.Este ativo regulatório está sendo ressarcido a Companhia através dos reajustes tarifários no período de abril de2005 a abril de 2008.12) - IMOBILIZADO E INTANGÍVELCusto Depreciação Valor Líquido Valor LíquidoHistórico Acumulada 30/09/2007 30/06/2007Em Serviço 9.672.301 (4.118.711) 5.553.590 4.785.336- Distribuição 9.305.836 (3.883.448) 5.422.388 4.635.210Intangíveis 10.692 (523) 10.169 7.969Terrenos 17.517 - 17.517 16.416Edificações, Obras Civis e Benfeitorias 239.284 (114.847) 124.437 110.244Máquinas e Equipamentos 8.967.686 (3.734.274) 5.233.412 4.490.644Veículos 60.238 (23.583) 36.655 9.736Móveis e Utensílios 10.419 (10.221) 198 201- Administração 366.465 (235.263) 131.202 150.127Intangíveis 109.652 (57.252) 52.400 50.272Terrenos 1.177 - 1.177 1.177Edificações, Obras Civis e Benfeitorias 43.436 (24.886) 18.550 18.789Máquinas e Equipamentos 160.622 (108.413) 52.209 42.934Veículos 32.669 (26.270) 6.399 36.475Móveis e Utensílios 18.909 (18.442) 467 480Em Curso 725.584 - 725.584 1.401.579- Distribuição 612.140 - 612.140 1.297.531Intangível 29.610 - 29.610 26.449- Administração 15.704 - 15.704 25.432Intangível 68.130 - 68.130 52.167Total do Imobilizado e Intangível 10.397.885 (4.118.711) 6.279.174 6.186.916Obrigações Especiais Vinculadas à Concessão (2.335.045) (2.326.314)Imobilizado e intangível Líquido 3.944.129 3.860.602As Obrigações Especiais referem-se basicamente a contribuições de consumidores para execução deempreendimentos necessários ao atendimento de pedidos de fornecimento de energia elétrica, sendo que a501

eventual liquidação destas obrigações depende de disposição da ANEEL, no término das concessões deDistribuição, mediante redução do valor residual do Ativo Imobilizado para fins de determinação do valor que oPoder Concedente pagará à Concessionária.Em função da publicação do Ofício Circular n°1.314/2007 pela ANEEL em 27 de junho de 2007, o saldo dasObrigações Especiais vinculadas a ativos deverá ser depreciado somente a partir do segundo ciclo de revisãotarifária, no caso da CEMIG, a partir de 8 de abril de 2008.Encontra-se registrado em Imobilizações em Curso - Distribuição o montante de R$264.286, em 30 de setembrode 2007 (R$789.61 5em 30 de junho de 2007), referente ao Programa “Luz para Todos”.13) - FORNECEDORES30/09/2007 30/06/2007CirculanteSuprimento e Transporte de Energia Elétrica - Eletrobrás - Energia de Itaipu 203.804 214.500Furnas 50.230 51.116CCEE - 6.557Cemig Geração e Transmissão S.A. 12.279 16.030Repasse aos Geradores Energia Livre 38.445 119.653Outros Geradores e Distribuidores 121.312 102.540426.070 510.396Materiais e Serviços 103.152 80.547529.222 590.943Não CirculanteSuprimento de Energia Elétrica - Repasse aos Geradores Energia Livre 329.857 261.267859.079 852.21014) - IMPOSTOS, TAXAS E CONTRIBUIÇÕES30/09/2007 30/06/2007CirculanteImposto de Renda 397.190 250.206Contribuição Social 144.414 89.987ICMS 244.526 233.759COFINS 36.604 27.701PASEP 11.610 9.732INSS 10.263 9.949Outros 6.900 6.080851.507 627.414Obrigações diferidasImposto de Renda 175.538 189.648Contribuição Social 63.194 68.273COFINS 43.896 44.315PASEP 9.530 9.621292.158 311.8571.143.665 939.271Não CirculanteObrigações diferidasImposto de Renda 157.061 158.142Contribuição Social 56.542 56.931COFINS 16.234 28.168PASEP 3.525 6.115233.362 249.356As obrigações diferidas referem-se basicamente aos ativos e passivos vinculados a questões regulatórias, os quaissão devidos à medida da realização desses ativos e passivos. As demais obrigações a pagar com Imposto de Rendae Contribuição Social registradas no circulante serão compensadas com as antecipações registradas no ativo.502

15) - EMPRÉSTIMOS, FINANCIAMENTOS E DEBÊNTURES30/09/2007 30/06/2007Vencimento Encargos Financeiros NãoFINANCIADORES Principal anuais (%) Moedas Circulante Circulante Total TotalMOEDA ESTRANGEIRAABN AMRO Bank - N. (2) 2013 6,00 US$ 1.486 91.945 93.431 96.390ABN AMRO Real S.A. (3) 2009 6,3472 US$ 3.112 4.333 7.445 7.674ABN AMRO Real S.A. (3) 2009 6,3486 US$ 8.497 11.833 20.330 20.959ABN AMRO Real S.A. (3) 2009 6,3479 US$ 2.735 3.832 6.567 6.770Banco do Brasil S.A. -Bônus Diversos (1) 2024 Diversas US$ 15.451 93.124 108.575 110.329B.N.P. - Paribas 2010 Libor + 1,875 US$ 5.358 18.023 23.381 23.992KFW 2016 4,50 EURO 1.915 14.709 16.624 16.337UNIBANCO S.A (4) 2007 6,50 US$ 84.578 0 84.578 87.147UNIBANCO S.A (5) 2009 5,50 US$ 78 3.749 3.827 3.954UNIBANCO S.A (5) 2009 5,00 US$ 160 9.346 9.506 9.831Outros 2007 Diversas Diversas 173 - 173 362Dívida em Moeda Estrangeira 123.543 250.894 374.437 383.745MOEDA NACIONALBanco do Brasil S.A 2009 111,00 do CDI R$ 6.695 56.178 62.873 60.985Banco do Brasil S.A 2013 CDI + 1,70 R$ 573 20.001 20.574 21.005Banco do Brasil S.A 2013 107,60 do CDI R$ 4.889 96.000 100.889 97.951Banco do Brasil S.A 2014 104,10 do CDI R$ 15.526 300.000 315.526 306.632Banco Itaú - BBA 2008 IGP-M + 10,48 R$ 169.488 - 169.488 161.116Banco Itaú - BBA 2013 CDI + 1,70 R$ 5.787 132.434 138.221 138.606Banco Itaú - BBA 2014 CDI + 1,70 R$ 357 3.473 3.830 3.711Banco Votorantim S.A. 2010 113,50 do CDI R$ 930 29.248 30.178 31.015Banco Votorantim S.A. 2013 CDI + 1,70 R$ 2.156 98.214 100.370 103.814Bradesco S.A. 2013 CDI + 1,70 R$ 12.113 240.869 252.982 247.307Debêntures (6) 2014 IGP-M + 10,50 R$ 8.985 268.756 277.741 264.152ELETROBRÁS 2008 FINEL + 8,50 R$ 5.555 1.271 6.826 8.065ELETROBRÁS 2023 UFIR + 6,00 a 8,00 R$ 36.584 235.729 272.313 264.442Grandes Consumidores 2011 Diversas R$ 2.695 2.182 4.877 4.770Grandes Consumidores 2007 IGPM+6,00 R$ 626 - 626 602Santander do Brasil S.A. 2013 CDI + 1,70 R$ 1.532 49.958 51.490 50.205UNIBANCO S.A. 2013 CDI + 1,70 R$ 7.799 130.224 138.023 138.817Banco WestLB do Brasil 2008 IGPM +10,48 R$ 42.372 - 42.372 40.279HSBC Bank Brasil S.A 2008 CDI + 2,00 R$ 1.385 10.440 11.825 11.447Caixa Econômica Federal 2007 101.60 do CDI R$ 411.319 - 411.319 400.000Outros 2010 Diversas R$ 7.789 3.166 10.955 12.194Dívida em Moeda Nacional 745.155 1.678.143 2.423.298 2.367.115Total Geral 868.698 1.929.037 2.797.735 2.750.860(1) As taxas de juros variam: 2,00 a 8,00 % ao ano;libor semestral mais spread de 0,81 a 0,88 % ao ano.(2) a (5) Foram contratados “swaps” com troca de taxa. Seguem as taxas dos empréstimos e financiamentosconsiderando os swaps: (2) CDI + 2,00% a.a.; (3) CDI + 2,12% a.a.; (4) CDI + 2,81% a.a. e (5)CDI + 3,01% a.a..(6) Debêntures Simples, não conversíveis em ações, sem garantia nem preferência, nominativa e escritural.503

A composição dos empréstimos por moeda e indexador, com a respectiva amortização, é como segue:2014em2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 diante TotalMoedasDólar Norte-Americano 104.706 33.499 45.371 36.202 31.697 29.396 27.095 49.674 357.640Euro 1.050 1.730 1.730 1.730 1.730 1.730 1.731 5.193 16.624Outros 173 - - - - - - - 173105.929 35.229 47.101 37.932 33.427 31.126 28.826 54.867 374.437IndexadoresÍndice Geral de Preços-Mercado-IGP-M 15.803 205.668 - - - - - 268.756 490.227Índice Interno da Eletrobrás - FINEL 1.425 5.401 - - - - - - 6.826Unidade Fiscal de Referência - UFIR 9.237 37.659 35.535 29.820 29.608 26.136 21.480 82.838 272.313Certificado Depósito Interbancário - CDI 471.061 10.440 56.178 197.172 168.793 268.793 364.793 100.870 1.638.100URTJ 4.750 6.012 129 64 - - - - 10.955Outros 2.449 319 202 202 202 300 299 904 4.877504.725 265.499 92.044 227.258 198.603 295.229 386.572 453.368 2.423.298610.654 300.728 139.145 265.190 232.030 326.355 415.398 508.235 2.797.735As principais moedas e indexadores utilizados para atualização monetária dos empréstimos e financiamentostiveram as seguintes variações:Variação noVariação notrimestre Variação trimestre Variaçãofindo em acumulada findo em acumuladaMoedas 30/09/2007 em 2007 Indexadores 30/09/2007 em 2007% % % %Dólar Norte-Americano (4,53) (13,99) IGP-M 2,57 4,07Euro 0,63 (6,97) FINEL 0,51 0,80CDI 2,78 8,95A movimentação dos empréstimos e financiamentos é como segue:Saldo em 30 de junho de 2007 2.750.860Financiamentos obtidos 15.701Variação monetária e cambial (3.675)Encargos financeiros provisionados 72.272Encargos financeiros pagos (26.552)Amortização de financiamentos (10.871)Saldo em 30 de setembro de 2007 2.797.735Cláusulas contratuais restritivas - CovenantsA Cemig Distribuição possui empréstimos e financiamentos com cláusulas restritivas (“covenants”) que foramintegralmente atendidas em 30 de setembro de 2007.504

16) - ENCARGOS REGULATÓRIOS30/09/2007 30/06/2007Reserva Global de Reversão - RGR 9.521 5.505Quota para Conta de Consumo de Combustível - CCC 31.575 27.128Conta de Desenvolvimento Energético - CDE 25.510 25.085Empréstimo Compulsório - Eletrobrás 1.207 1.207Taxa de Fiscalização da ANEEL 2.073 2.073Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico Tecnológico - FNDCT 18.940 20.203Eficiência Energética 122.754 118.974Pesquisa e Desenvolvimento 61.701 57.881Pesquisa Expansão Sistema Energético 9.496 10.120282.777 268.176Passivo Circulante 276.529 265.944Passivo Não Circulante 6.248 2.23217) - OBRIGAÇÕES PÓS-EMPREGOA Companhia é uma das patrocinadoras da Fundação Forluminas de Seguridade Social - FORLUZ, pessoa jurídicasem fins lucrativos, com o objetivo de propiciar aos seus associados e participantes e aos seus dependentescomplementação de aposentadoria e pensão, em conformidade ao plano previdenciário a que estiveremvinculados.A partir de 1º de janeiro de 2005, com a desverticalização da CEMIG, os planos de previdência da FORLUZ passaram aser patrocinados pela Cemig Distribuição através de uma participação percentual de 72,45% nos ativos e obrigaçõesdo plano,determinado em função da alocação dos empregados na Companhia em dezembro de 2004.A FORLUZ disponibiliza a seus participantes os seguintes planos de benefícios de suplementação deaposentadoria:Plano Misto de Benefícios Previdenciários (Plano B) - Plano de contribuição definida na fase de acumulação derecursos para benefícios de aposentadoria por tempo normal e benefício definido para cobertura de invalidez emorte de participante ativo, bem como no recebimento dos benefícios por tempo de contribuição. A contribuiçãodas Patrocinadoras é paritária às contribuições básicas mensais dos participantes, sendo o único plano aberto anovas adesões de participantes.Plano Saldado de Benefícios Previdenciários (“Plano A”) - Inclui todos os participantes ativos e assistidos queoptaram migrar do antigo plano de Benefício Definido, fazendo jus a um benefício proporcional saldado. No casodos ativos, esse benefício foi diferido para a data da aposentadoria.Plano de Benefício Definido - Plano de benefícios adotado pela FORLUZ até 1998, através do qual é realizada acomplementação do salário real médio dos três últimos anos de atividade do empregado na Companhia emrelação ao valor do benefício da Previdência Social Oficial.A Cemig Distribuição mantém ainda, de modo independente aos planos disponibilizados pela FORLUZ, pagamentode parte do prêmio de seguro de vida para os aposentados e contribui para um plano de saúde e um planoodontológico para os empregados, aposentados e dependentes, administrado pelo FORLUZ.Amortização das Obrigações AtuariaisParte da obrigação atuarial com benefícios pós-emprego no montante de R$771.564 em 30 de setembro de 2007(R$785.434 em 30 de junho de 2007), foi reconhecida como obrigação a pagar pela Companhia e será amortizadaaté junho de 2024, através de prestações mensais calculadas pelo sistema de prestações constantes (TabelaPrice). Parte dos valores é reajustada anualmente com base no indexador atuarial do Plano de Benefício Definido(índice de reajuste salarial dos empregados da Cemig Distribuição, excluindo produtividade), e para o PlanoSaldado, reajustado pelo Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo - IPCA do Instituto Brasileiro deGeografia e Estatística - IBGE, acrescido de 6% ao ano.505

Os superávits técnicos que ocorram pelo período de três anos consecutivos poderão ser utilizados para a reduçãode parte das obrigações a pagar reconhecidas pela Companhia, conforme previsto contratualmente.Em função do mencionado no parágrafo anterior, do superávit obtido em 2006, R$149.972 foram utilizados emabril de 2007 para amortização do saldo devedor da dívida. Esta amortização, contudo, produz apenas efeitosfinanceiros (caixa), não gerando reflexos no resultado da Companhia.O passivo e as despesas reconhecidas pela Companhia em conexão com o Plano de Complementação deAposentadoria, Plano de saúde e Seguro de Vida são ajustados de acordo com os termos da deliberação CVM nº371 e laudo preparado por atuários independentes. A última avaliação atuaria foi elaborada sobre a data base de31 de dezembro de 2006.As movimentações ocorridas no passivo líquido são as seguintes:Planos de Pensãoe Suplementação Plano de Plano Seguro dede Aposentadoria Saúde Odontológico VidaPassivo Líquido em 30 de junho de 2007 433.320 213.899 7.427 282.558Despesa (Receita) Reconhecida no Resultado (229) 10.413 1.179 7.030Contribuições Pagas (32.965) (4.547) (370) (1.593)Passivo Líquido em 30 de setembro de 2007 400.126 219.765 8.236 287.995Passivo Circulante 57.542Passivo Não Circulante 342.584 219.765 8.236 287.99518) - PROVISÕES PARA CONTINGÊNCIASA Companhia constitui provisão para contingências das ações cuja expectativa de perda seja consideradaprovável. Desta forma, encontra-se provisionado em 30 de setembro de 2007, o valor de R$35.650, um acréscimode R$316 em relação ao período anterior conforme segue:Saldo em Adições Saldo em30/06/2007 (Reversões) Baixas 30/09/2007TrabalhistasDiversos 2.445 1.797 - 4.242CíveisMajoração Tarifária 1.163 245 - 1.408Outras 1.726 - (1.726) -RegulatóriosProcessos Administrativos da ANEEL 30.000 - - 30.000Total 35.334 2.042 (1.726) 35.650Contingências RegulatóriasA Companhia recebe uma subvenção da Eletrobrás em função do desconto nas tarifas dos consumidores de baixarenda. A Companhia foi autuada pela Secretaria da Fazenda do Estado de Minas Gerais, que considera que asubvenção recebida deve ser incluída na base de cálculo do ICMS. A potencial perda nessa ação é de R$100.855,não incluindo o ICMS que poderia ser questionado pela Secretaria referente aos períodos subseqüentes aautuação. Nenhuma provisão foi constituída para fazer face a essa disputa, uma vez que a Companhia acredita nãoser uma obrigação legal e ter argumentos de mérito para defesa contra esta demanda. A expectativa de perdanesta ação é considerada como possível.Em 09 de janeiro de 2007, a ANEEL notificou a Cemig Distribuição S.A. por considerar incorretos alguns critériosadotados pela Companhia na apuração da receita com subvenção de baixa renda, questionando os critérios deidentificação dos consumidores que deveriam receber o benefício e também o cálculo de apuração da diferença aser reembolsada pela Eletrobrás, no montante estimado de R$143.000. A Companhia constituiu uma provisãocorrespondente a perda que considera como provável na questão, no valor de R$30.000.506

Obrigações Previdenciárias e Fiscais - Indenização do AnuênioA Cemig Distribuição pagou uma indenização aos empregados no exercício de 2006, no montante de R$127.058,em troca do direito referente aos anuênios futuros que seriam incorporados aos salários. A Companhia nãoefetuou os recolhimentos de Imposto de Renda e Contribuição Previdenciária sobre este valor por considerar queessas obrigações não são incidentes sobre verbas indenizatórias. Entretanto, para evitar o risco de uma eventualmulta no futuro em função de uma interpretação divergente da Receita Federal e INSS, a Companhia decidiuimpetrar um mandato de segurança que permitiu o depósito judicial no valor das potenciais obrigações sobre estaverba, no montante de R$87.268 registrado na conta de Depósitos Vinculados a Litígios. Nenhuma provisão foiconstituída para eventuais perdas com este assunto e a Companhia considera o risco de perda nesta ação comopossível.Contingências da ControladoraA CEMIG, controladora da Cemig Distribuição, discute em juízo ações para as quais considera ser possível ouremoto o risco de perda. Um eventual desfecho negativo nessas causas pode vir a impactar os negócios da CemigDistribuição. As principais causas que têm esta característica estão descritas a seguir:• Diversos consumidores e o promotor público do Estado de Minas Gerais impetraram ações cíveis contra aCEMIG contestando reajustes tarifários aplicados em exercícios anteriores, incluindo recomposição tarifáriaextraordinária e índice inflacionário utilizado para aumentar a tarifa de energia elétrica em abril de 2003. Foisolicitado o reembolso em dobro dos montantes que eventualmente venham a ser considerados como cobradosindevidamente pela Companhia. A Companhia acredita ter argumentos de mérito para defesa judicial e,portanto, não constituiu provisão para estas ações.• A CEMIG é ré em processos questionando os critérios de medição dos valores a serem cobrados referente acontribuição de iluminação pública, no valor total de R$508.464. A Companhia acredita ter argumentos demérito para defesa judicial e, portanto, não constituiu provisão para esta ação. A expectativa de perda nestaação é considerada possível.19) - PATRIMÔNIO LÍQUIDOO capital Social da Cemig Distribuição é de R$2.261.998, representado por 2.261.997.787 ações ordináriasnominativas, sem valor nominal, de propriedade integral da CEMIG.Mutação do Patrimônio Líquido:Saldo em 30 de junho de 2007 2.710.448Juros sobre Capital Próprio (37.035)Lucro Líquido do Trimestre 270.832Saldo em 30 de setembro de 2007 2.944.245O Conselho de Administração aprovou em 25 de setembro de 2007 o pagamento de Juros sobre Capital Próprio, nomontante de R$37.035, em substituição ao pagamento dos dividendos mínimos obrigatórios, em data ainda a serdefinida pela Administração.507

20) - FORNECIMENTO BRUTO DE ENERGIA ELÉTRICAA composição do fornecimento de energia elétrica, por classe de consumidores, é a seguinte:(Nãorevisadopelosauditoresindependentes)NºdeConsumidores MWh R$30/09/2007 30/09/2006 30/09/2007 30/09/2006 30/09/2007 30/09/2006Residencial 5.161.699 5.022.512 5.114.484 4.962.046 2.657.739 2.541.048Industrial 72.749 70.053 3.592.955 3.617.649 1.091.765 895.449Comércio, Serviços e Outros 558.080 545.145 3.012.559 2.858.595 1.379.589 1.241.628Rural 552.071 470.170 1.559.068 1.461.706 427.506 392.748Poder Público 51.327 49.065 469.243 441.860 209.223 184.922Iluminação Pública 2.476 2.436 780.250 787.298 211.665 200.226Serviço Público 7.754 7.596 785.727 760.330 219.547 194.855Sub-Total 6.406.156 6.166.977 15.314.286 14.889.484 6.197.034 5.650.876Consumo Próprio 827 775 25.281 21.913 - -Subvenção para Consumidoresde Baixa Renda - - - - 72.204 94.218Fornecimento não Faturado, Líquido - - - - (15.797) 47.3286.406.983 6.167.752 15.339.567 14.911.397 6.253.441 5.792.422Transações com Energia na CCEE - - - - 16.290 29.418Total 6.406.983 6.167.752 15.339.567 14.911.397 6.269.731 5.821.840Reajuste TarifárioAs tarifas da Cemig Distribuição tiveram um reajuste médio de 5,16% a partir de 8 de abril de 2007. O reajustetarifário teve aplicação diferenciada por categoria de consumo. Exemplificando, os consumidores residenciaistiveram um percentual de aumento de 6,50% em suas contas de energia comparado a um aumento de 2,89%para os consumidores de alta tensão.Consumidores de Baixa RendaO Governo Federal, através das Centrais Elétricas Brasileiras - “ELETROBRÁS”, reembolsa as distribuidoras pelasperdas de receita verificadas, em função dos critérios adotados a partir de 2002 para classificação dosconsumidores na Subclasse Residencial Baixa Renda, tendo em vista a tarifa mais baixa aplicada em suas contasde energia elétrica.A ANEEL está revisando os procedimentos de apuração pela Companhia da receita referente a subvenção aosconsumidores de baixa renda. Em função dessa revisão, os valores registrados em 2007 foram apurados de formaestimada e ainda estão pendentes de recebimento.21) - RECEITA DE USO DA REDEA partir de janeiro de 2005, parcela representativa dos grandes consumidores industriais passaram a condição de“livres”, com a venda de energia para estes consumidores através da Cemig Geração e Transmissão. Desta forma,os encargos referentes ao uso da rede de distribuição (“TUSD”) desses consumidores livres passaram a sercobrados separadamente pela Cemig Distribuição, com o registro na rubrica de “Receita de uso da rede”.22) - OUTRAS RECEITAS OPERACIONAIS30/09/2007 30/09/2006Serviço Taxado 9.523 7.982Outras Prestações de Serviços 11.059 9.752Aluguel e Arrendamento 29.669 21.042Outras 232 56950.483 39.345508

23) - DEDUÇÕES À RECEITA OPERACIONAL30/09/2007 30/09/2006ICMS 1.589.263 1.461.809COFINS 637.021 582.148Reserva Global de Reversão - RGR 50.502 (868)PIS-PASEP 150.689 131.293Encargo de Capacidade Emergencial - 5.919Programa de Eficiência Energética - PEE 20.487 17.261Conta de Desenvolvimento Energético - CDE 227.664 204.523Quota para Conta de Consumo de Combustível - CCC 231.300 304.119Pesquisa e Desenvolvimento - P&D 10.191 14.363Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico -FNDCT 9.526 12.743Pesquisa Expansão Sistema Energético - EPE 11.036 6.371ISSQN 227 2502.937.906 2.739.931A Cemig Distribuição recolhe o ICMS incidente sobre a RTE em conformidade ao faturamento dos valores na contade energia elétrica.A redução nos valores provisionados de RGR em 2006 deve-se ao ajuste na provisão referente ao exercício de2004, no montante de R$28.048, em função da homologação pela ANEEL da referida despesa em um montanteinferior ao estimado pela Companhia.A partir de dezembro de 2005, em atendimento às determinações da Resolução Normativa nº 204 da ANEEL, de 22de dezembro de 2005, os encargos de capacidade emergencial não são mais cobrados.24) - CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS30/09/2007 30/09/2006Pessoal (a) 465.352 586.810Participações dos Empregados 47.500 43.261Obrigações Pós-Emprego 55.178 81.473Materiais 50.356 43.685Serviços de Terceiros (b) 266.063 233.210Energia Elétrica Comprada para Revenda (c) 1.574.176 1.571.645Depreciação e Amortização 304.570 275.566Provisões Operacionais (d) 99.559 90.517Encargos de Uso da Rede Básica de Transmissão 337.885 421.704Outras Despesas Líquidas 119.547 101.9873.320.186 3.449.858a)DESPESASCOMPESSOAL 30/09/2007 30/09/2006Remunerações e Encargos 475.261 451.704Contribuições para Suplementação de Aposentadoria - Plano de Contribuição Definida 33.951 28.869Benefícios Assistenciais 61.514 60.832570.726 541.405( - ) Custos com Pessoal Transferidos para Obras em Andamento (105.374) (81.867)465.352 459.538Indenização do Anuênio - 127.272465.352 586.810509

) SERVIÇOS DE TERCEIROS 30/09/2007 30/09/2006Agentes Arrecadadores/Leitura de Medidores/Entrega de Contas 74.440 65.914Comunicação 25.288 29.461Manutenção e Conservação de Instalações e Equipamentos Elétricos 44.213 38.251Conservação e Limpeza de Prédios 13.162 10.889Mão de Obra Contratada 12.377 12.000Fretes e Passagens 2.900 3.189Hospedagem e Alimentação 8.517 8.064Vigilância 3.518 3.234Consultoria 3.639 5.770Manutenção/Conservação de Móveis Utensílios 16.346 11.450Manutenção e Conservação de Veículos 10.438 9.022Corte e Religação 18.842 14.607Outros 32.383 21.359266.063 233.210c) ENERGIA ELÉTRICA COMPRADA PARA REVENDA 30/09/2007 30/09/2006Energia de Itaipu Binacional 735.959 716.550Energia de Curto Prazo 32.491 38.107Contratos Bilaterais 88.886 106.447Contratos Iniciais 11.573 43.518Energia adquirida em Leilão 638.700 629.727PROINFA 53.279 27.527Outros 13.288 9.7691.574.176 1.571.645d) PROVISÕES OPERACIONAIS 30/09/2007 30/09/2006Prêmio de Aposentadoria (1.933) 2.225Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa 68.507 83.065Contingências Trabalhistas 1.578 5.227Provisão para Processos Administrativos da ANEEL 30.000 -Outras 1.407 -99.559 90.51725) - RECEITAS (DESPESAS) FINANCEIRASRECEITAS FINANCEIRAS 30/09/2007 30/09/2006Renda de Aplicação Financeira 33.371 49.137Acréscimos Moratórios de Contas de Energia 80.336 102.282Variação Monetária da CVA 29.476 59.291Variação Monetária - Acordo Geral do Setor Elétrico 203.412 153.885Variação Monetária - Reajuste Tarifário Diferido 103.262 145.954Variações Cambiais 74.482 68.548PASEP e COFINS incidente sobre as Receitas Financeiras (11.169) (17.366)Ganhos com Instrumentos Financeiros (nota 27) - 698Outras 38.498 33.930551.668 596.359DESPESAS FINANCEIRASEncargos de Empréstimos e Financiamentos (207.345) (203.136)Variação Monetária - Acordo Geral do Setor Elétrico (123.942) (50.879)Variação Monetária da CVA (30.496) (42.366)Variações Cambiais (10.647) (10.209)Variação Monetária - Empréstimos e Financiamentos (18.729) (10.637)C.P.M.F. (35.414) (34.410)Perdas com Instrumentos Financeiros (nota 27) (68.155) (64.614)Provisão para Perdas na Recuperação dos Valores da Recomposição Tarifária - RTE (10.600) (9.528)Outras (25.644) (25.076)(530.972) (450.855)RESULTADO FINANCEIRO LÍQUIDO 20.696 145.504510

As despesas com PASEP e COFINS são incidentes sobre as receitas financeiras dos ativos regulatórios, as quais sãorealizadas através de faturamento de energia elétrica.Os encargos financeiros incidentes sobre empréstimos e financiamentos vinculados a obras, no 3º trimestre de2007, no montante de R$6.697, foram transferidos para a rubrica de Ativo Imobilizado. Não houve variaçãomonetária ou cambial capitalizada no mesmo período.26) - TRANSAÇÕES COM PARTES RELACIONADASOs principais saldos e transações com partes relacionadas da Cemig Distribuição são como segue:ATIVO PASSIVO RECEITA DESPESAEMPRESAS 30/09/2007 30/06/2007 30/09/2007 30/06/2007 30/09/2007 30/09/2006 30/09/2007 30/09/2006CEMIGColigadas e Controladora 17.748 1.624 3.570 2.194 - - - -Juros sobre CapitalPróprio e Dividendos - - 169.704 427.069 - - (112.207) (126.265)Cemig Geração eTransmissão S.A.Coligadas e Controladora 11.781 18.863 2.260 2.132 - - - -Fornecedores - - 20.992 16.030 - - - -Energia ElétricaComprada para Revenda - - - - - - (52.480) (48.160)LlgthEnergia Compradapara Revenda - - 155 2.323 - - (16.323) -Governo do Estadode Minas GeraisConsumidorese Revendedores 2.385 2.231 - - 47.663 42.749 - -Impostos, Taxas eContribuições - ICMS 8.169 1.625 244.526 233.759 (1.589.263) (1.461.809) - -Tributos Compensáveis -ICMS 206.386 222.834 - - - - - -Consumidorese Revendedores 30.775 32.698 - - - - - -FORLUZObrigações Pós-Emprego -Circulante - - 57.542 64.543 - - (55.178) (81.473)Obrigações Pós-Emprego -Não Circulante - - 858.580 872.661 - - - -Outros - - 11.878 11.651 - - - -Despesa com Pessoal - - - - - - (33.951) (28.869)Custeio Administrativo - - - - - - (6.842) (1.394)OUTROSColigadas e Controladora 10.665 6.406 - - - - - -A Companhia possui contratos de compra de energia da Cemig Geração e Transmissão para o período de 2006 a2013, decorrente do leilão público de energia existente ocorrido em 2005.O saldo de consumidores e revendedores referente ao Governo do Estado de Minas Gerais, no montante deR$30.775 em 30 de setembro de 2007 a curto e longo prazo, inclui os valores a receber da COPASA, que foramrenegociados para pagamento em 96 meses.Vide maiores informações referentes às principais transações realizadas nas Notas Explicativas 4, 8, 13, 14, 17, 20,23 e 24.511

27) - INSTRUMENTOS FINANCEIROSOs instrumentos financeiros da Cemig Distribuição estão restritos a Disponibilidades, Consumidores eRevendedores, Empréstimos e Financiamentos, Obrigações com Debêntures e “swaps” de moedas, sendo osganhos e perdas obtidos nas operações integralmente registrados de acordo com o regime de competência.Os instrumentos derivativos contratados pela Companhia tem o propósito de proteger as operações da CemigDistribuição contra os riscos decorrentes de variação cambial e não são utilizados para fins especulativos.Os valores do principal das operações com derivativos não são registrados no balanço patrimonial, visto que sãoreferentes a operações que não envolvem o trânsito de caixa integral, mas somente dos ganhos ou perdasauferidos ou incorridos. Os resultados líquidos nestas operações representaram perdas em 30 de setembro de2007 e 2006 de R$68.155 e R$63.916, respectivamente, registrados no resultado financeiro.O reconhecimento do resultado líquido não realizado nas operações com instrumentos derivativos é feito peloregime de competência de exercícios, o que pode gerar diferenças quando comparado com o valor estimado demercado de tais instrumentos. Esta diferença decorre do fato do valor de mercado compreender o reconhecimentoa valor presente dos ganhos ou perdas futuros a serem incorridos nas operações, de acordo com a expectativa domercado no momento em que o valor é apurado.O quadro a seguir apresenta os instrumentos derivativos contratados pela Companhia, os ganhos/(perdas) nãorealizados, registrados, e a respectiva estimativa do valor de mercado destes instrumentos em 30 de setembro de2007:Ganho (Perda) não realizadoDireito da Obrigação da Período de Valor principal Valor Valor EstimadoCemig Distribuição Cemig Distribuição Vencimento contratado - milhares Contábil de MercadoUS$ R$ Devariação cambial + taxa 100% do CDI + taxa 10/2007(5,58% a.a. a 7,14% a.a.) (1,50% a.a. a 3,01% a.a.) até 06/2013 US$105.512 (191.533) (206.273)28) - DEMONSTRAÇÃO DO FLUXO DE CAIXADemonstração de acordo com os critérios de divulgação estabelecidos pelo pronunciamento contábil norteamericanoSFAS 95 - Statement of Cash Flows , considerando que a controladora da Companhia é registrada naSEC - Security and Exchange Commission e também elabora demonstrações financeiras em conformidade comprincípios contábeis geralmente aceitos nos Estados Unidos da América ( “ U.S. GAAP” ).30/09/2007 30/09/2006DAS OPERAÇÕESLucro Líquido do Período 706.470 552.606Despesas (Receitas) que não afetam o Caixa -Depreciação e Amortização 304.570 275.566Baixas Líquidas de Imobilizado 16.639 9.971Juros e Variações Monetárias de Longo Prazo (219.255) (127.901)Imposto de Renda e Contribuição Social Diferidos (217.435) (135.177)Provisões para Perdas Operacionais 99.559 88.292Provisão da Recomposição Tarifária Extraordinária 10.600 9.528Provisões para perdas - Instrumentos Financeiros 68.155 63.916Obrigações Pós-Emprego 55.178 81.473824.481 818.274(Aumento) Redução de Ativos-Consumidores e Revendedores (74.199) (267.058)Recomposição Tarifária Extraordinária 215.802 212.049Tributos Compensáveis (550.313) (403.921)Créditos Tributários (141.536) (54.752)Concessionária Transporte de Energia (82.717) (24.497)Reajuste Tarifário Diferido 388.132 178.486Ativo Regulatório - PIS/PASEP E COFINS 113.063 83.993512

Outros Ativos Circulantes (29.405) (63.804)Depósitos Judiciais (8.122) (92.924)Despesas Antecipadas - CVA (210.093) 9.875Outros Realizáveis a Longo Prazo (21.286) 5.954(400.674) (416.599)Aumento (Redução) de Passivos-Fornecedores (138.405) (73.062)Tributos e Contribuição Social 669.861 388.784Salários e Contribuições Sociais 18.607 12.075Encargos Regulatórios (28.511) 55.670Empréstimos e Financiamentos (11.792) (4.764)Obrigações Pós-Emprego (116.881) (127.313)Passivo Regulatório - CVA 330.710 228.768Instrumentos Financeiros (11.499) (13.584)Outros (2.304) (34.906)709.786 431.668CAIXA GERADO PELAS OPERAÇÕES 1.133.593 833.343ATIVIDADE DE FINANCIAMENTOFinanciamentos Obtidos 86.815 89.403Empréstimos de Curto Prazo 600.000 300.000Pagamentos de Empréstimos e Financiamentos (264.879) (55.043)Juros Sobre Capital Próprio e Dividendos (613.215) (560.930)(191.279) (226.570)TOTAL DE INGRESSO DE RECURSOS 942.314 606.773INVESTIMENTOSEm Investimentos (157) (1.025)No Imobilizado (676.227) (857.640)Obrigações Especiais - Contribuições do Consumidor 146.768 159.370(529.616) (699.295)VARIAÇÃO LÍQUIDA DE CAIXA 412.698 (92.522)DEMONSTRAÇÃO DA VARIAÇÃO DO CAIXANo início do período 214.103 533.261No fim do período 626.801 440.739412.698 (92.522)05.01 - COMENTÁRIO DO DESEMPENHO DA COMPANHIA NO TRIMESTRELucro do Período(valores expressos em milhares de Reais, exceto se indicado de outra forma)A Cemig Distribuição apresentou, no período de janeiro a setembro de 2007, um lucro líquido de R$706.470, emcomparação ao lucro líquido de R$552.606 no período de janeiro a setembro de 2006, um aumento de 27,84%.Este resultado deve-se principalmente ao aumento de 5,79% na receita operacional líquida associado à reduçãode 3,76% nos custos e despesas operacionais.Como evento extraordinário em 2007, na auditoria da ANEEL realizada no mês de março, para definição doreajuste tarifário, foi identificado um ativo regulatório de CVA de compra de energia superior ao montanteanteriormente registrado, representando um impacto positivo de R$30.793, dos quais R$29.245 referem-se aoexercício de 2006.513

LAJIDA (metodologia de cálculo não revisada pelos auditores independentes)O LAJIDA da Cemig Distribuição no período de janeiro a setembro de 2007 apresentou um aumento significativona comparação com o mesmo período de 2006, conforme pode ser observado na tabela abaixo:LAJIDA - R$ mil 30/09/2007 30/09/2006 Var %Lucro Líquido 706.470 552.606 27,84+ Despesa de IR e Contribuição Social 305.992 222.059 37,80+ Resultado não Operacional 25.949 21.317 21,73- Resultado Financeiro (20.696) (145.504) (85,78)+ Amortização e Depreciação 304.570 275.566 10,53= LAJIDA 1.322.285 926.044 42,79Itens não recorrentes:+ Recomposição CVA da TUSD - 93.265 -+ Anuênio - 127.272 -- Reversão de provisão de RGR - (28.048) -- CVA energia (29.245) - -= LAJIDA AJUSTADO 1.293.040 1.118.533 15,60O crescimento do LAJIDA no período de janeiro asetembro de 2007 em comparação ao período dejaneiro a setembro de 2006 deve-se,principalmente, ao aumento de 5,79% na receitalíquida associada à redução de 5,00% nos custos edespesas operacionais (excluídos os efeitos dasdespesas com depreciação e amortização).O melhor desempenho operacional verificado em2007 refletiu-se na margem do LAJIDA, que passoude 22,58% no período de janeiro a setembro de2006 para 30,48% em 2007.Fornecimento Bruto de Energia ElétricaA receita com fornecimento bruto de energia elétrica foi de R$6.269.731 no período de janeiro a setembro de 2007em comparação a R$5.821.840 no período de janeiro a setembro de 2006, representando um aumento de 7,69%.Os principais impactos na receita de 2007 decorreram dos seguintes fatores:• Reajuste tarifário com impacto médio nas tarifas dos consumidores de 7,05%, a partir de 8 de abril de 2006(efeito integral em 2007);• Reajuste tarifário com impacto médio nas tarifas dos consumidores de 5,16%, a partir de 8 de abril de 2007;• Aumento de 2,85% no volume de energia faturada a consumidores finais (excluindo consumo próprio).• Redução na receita de subvenção para consumidores de baixa renda em função de revisão dos critériosadotados pela Companhia na apuração desta receita.514

Quantidade de Energia Vendida a Consumidores Finais (MWh)(Informações não revisadas pelos auditores independentes)Consumo por ClasseMWh30/09/2007 30/09/2006 Var %Residencial 5.114.484 4.962.046 3,07Industrial 3.592.955 3.617.649 (0,68)Comércio, Serviços e Outros 3.012.559 2.858.595 5,39Rural 1.559.068 1.461.706 6,66Poder Público 469.243 441.860 6,20Iluminação Pública 780.250 787.298 (0,90)Serviço Público 785.727 760.330 3,34Total 15.314.286 14.889.484 2,85Receita de uso da redeEsta receita refere-se a TUSD advinda dos encargos cobrados dos consumidores livres sobre a energia vendida,principalmente pela Cemig Geração e Transmissão, e apresentou uma redução de 2,40%, no montante deR$23.489 (R$955.593 no período de janeiro a setembro de 2007 em comparação a R$979.082 no período dejaneiro a setembro de 2006). Este resultado deve-se principalmente à exclusão, nas tarifas de TUSD, dos encargosde CCC, CDE e PROINFA, para autoprodutores de energia elétrica, em função de Resolução da ANEEL.Custos não controláveisAs diferenças entre os somatórios dos custos não controláveis (também denominados “CVA”) utilizados comoreferência no cálculo do reajuste tarifário e os desembolsos efetivamente realizados são compensados nosreajustes tarifários subseqüentes, sendo registrados no ativo ou passivo. Em função de alteração do plano decontas da ANEEL, alguns itens foram transferidos para a conta Deduções à Receita Operacional. Mais informaçõesnas notas explicativas nº 2 e nº 7 das Informações Trimestrais.Deduções à receita operacionalAs deduções à receita operacional foram de R$2.937.906 no período de janeiro a setembro de 2007 comparados aR$2.739.931 no período de janeiro a setembro de 2006, um aumento de 7,23%. As principais variações nasdeduções à receita são como segue:Conta de Consumo de Combustível - CCCA dedução à receita referente a CCC foi de R$231.300 no período de janeiro a setembro de 2007 comparados aR$304.119 no período de janeiro a setembro de 2006, representando uma redução de 23,94%. Refere-se aoscustos de operação das usinas térmicas dos sistemas interligado e isolado brasileiro rateados entre osconcessionários de energia elétrica através de Resolução da ANEEL. Este é um custo não controlável, sendo que adedução á receita registrada corresponde ao valor efetivamente repassado para a tarifa.Conta de Desenvolvimento Energético - CDEA dedução à receita referente a CDE foi de R$227.664 no período de janeiro a setembro de 2007 comparados aR$204.523 no período de janeiro a setembro de 2006, um aumento de 11,31%. Os pagamentos são definidosatravés de Resolução da ANEEL. Este é um custo não controlável, sendo que a despesa reconhecida no resultadocorresponde ao valor efetivamente repassado para a tarifa.515

Reserva Global de Reversão - RGRA RGR no período de janeiro a setembro de 2007 correspondeu a uma dedução à receita no montante deR$50.502. No período de janeiro a setembro de 2006 correspondeu a uma adição à receita no montante de R$868.A variação entre os períodos comparados deve-se aos seguintes fatores:• Maior despesa em 2007 decorrente do aumento do valor contábil do ativo imobilizado em serviço, base decálculo da referida despesa para a Cemig Distribuição, e da contabilização em março de 2007, em cumprimentoà orientações da ANEEL, de uma complementação à despesa no montante de R$14.899, referente ao períodode janeiro a março de 2005.• A adição à receita, em 2006, deve-se a um ajuste na provisão referente ao exercício de 2004, no montante deR$28.048, em função da homologação pela ANEEL da referida despesa em um montante inferior ao estimadopela Companhia.As demais deduções à receita referem-se a impostos calculados com base em percentual do faturamento,portanto, as suas variações decorrem, substancialmente, da evolução da receita.Custos e despesas operacionais (excluindo resultado financeiro)Os custos e despesas operacionais (excluindo resultado financeiro) foram de R$3.320.186 no período de janeiro asetembro de 2007 comparados a R$3.449.858 no período de janeiro a setembro de 2006, representando umaredução de 3,76%. Este resultado decorre principalmente da variação dos custos com pessoal e dos custos nãocontroláveis (repassados para a tarifa) referentes aos encargos de uso da rede. Vide mais informações sobre acomposição dos custos e despesas operacionais na nota explicativa nº 24 das Informações Trimestrais.As principais variações nas despesas estão descritas a seguir:PessoalA despesa com pessoal no período de janeiro a setembro de 2007 foi de R$465.352, comparados a R$586.810 noperíodo de janeiro a setembro de 2006, uma redução de 20,70%. Este resultado decorre principalmente daprovisão para indenização dos anuênios futuros dos empregados, feita em junho de 2006, no montante deR$127.272, compensada parcialmente pelo reajuste salarial de 4,00% concedido aos empregados em novembrode 2006 e pelo aumento de 2,67% na quantidade de empregados que passou de 8.062 empregados em setembrode 2006 para 8.277 em setembro de 2007. Vide a composição da despesa com pessoal na nota explicativa nº 24das Informações Trimestrais.Energia Elétrica Comprada para RevendaA despesa com energia elétrica comprada para revenda foi de R$1.574.176 no período de janeiro a setembro de2007, comparados a R$1.571.645 no período de janeiro a setembro de 2006, representando um aumento de0,16%. Este é um custo não controlável, sendo que a despesa reconhecida no resultado corresponde ao valorefetivamente repassado para a tarifa. Vide mais informações na nota explicativa nº 24 das InformaçõesTrimestrais.Depreciação/AmortizaçãoA despesa com depreciação e amortização foi de R$304.570 de janeiro a setembro de 2007 comparados aR$275.566 de janeiro a setembro de 2006, representando um aumento de 10,53%. Este resultado decorresubstancialmente da entrada em operação de novas redes e linhas de distribuição, conseqüência dosinvestimentos do Programa Luz Para Todos.Obrigações Pós-EmpregoA despesa com obrigações pós-emprego foi de R$55.178 no período de janeiro a setembro de 2007, comparados aR$81.473 no período de janeiro a setembro de 2006, representando uma redução de 32,28%. Estas despesasrepresentam basicamente os juros incidentes sobre as obrigações atuariais da Cemig Distribuição, líquidos dorendimento esperado dos ativos dos planos, estimados por atuário externo. A redução na despesa decorre domaior crescimento dos ativos do plano de pensão em relação às obrigações com os participantes.516

Provisões OperacionaisAs provisões operacionais foram de R$99.559 no período de janeiro a setembro de 2007 comparados a R$90.517no período de janeiro a setembro de 2006, um aumento de 9,99%. Esta variação decorre principalmente daprovisão para processos administrativos da ANEEL no valor de R$30.000, constituída em março de 2007, eparcialmente compensada pela redução de R$14.558 na provisão para créditos de liquidação duvidosa (R$68.507em 2007 contra R$83.065 em 2006). Vide mais informações nas notas explicativas nº 18 e nº 24 das InformaçõesTrimestrais.Encargos de Uso da Rede de TransmissãoA despesa com encargos de uso da rede de transmissão foi de R$337.885 no período de janeiro a setembro de2007, comparados a R$421.704 no período de janeiro a setembro de 2006, representando uma redução de19,88%. Esta despesa refere-se aos encargos devidos pelos agentes de distribuição e geração de energia elétricapela utilização das instalações, componentes da rede básica, conforme definido através de Resolução pela ANEEL.Este é um custo não controlável, sendo que a despesa reconhecida no resultado corresponde ao valorefetivamente repassado para a tarifa.Receitas (Despesas) FinanceirasO resultado financeiro no período de janeiro a setembro de 2007 foi uma receita financeira líquida de R$20.696,comparada a uma receita financeira líquida de R$145.504 no período de janeiro a setembro de 2006. Os principaisfatores que impactaram o resultado financeiro estão relacionados a seguir:Redução de R$21.946 na receita com acréscimo moratório em conta de energia elétrica, R$80.336 no período dejaneiro a setembro de 2007 em comparação a R$102.282 no período de janeiro a setembro de 2006. Esta variaçãodecorre, principalmente, da receita registrada no segundo trimestre de 2006, no montante de R$48.287, referentea baixa de contas recebidas de grandes consumidores industriais relacionadas a anos anteriores, cujo valor deprincipal era consideravelmente inferior ao montante acrescido referente a encargos financeiros.• Aumento da receita e da despesa com variação monetária do Acordo Geral do Setor Elétrico. A receita foi deR$203.412 no período de janeiro a setembro de 2007 comparados a R$153.885 no período de janeiro asetembro de 2006. A despesa foi de R$123.942 no período de janeiro a setembro de 2007 comparados aR$50.879 no período de janeiro a setembro de 2006 . Estas variações, na receita e na despesa, decorremprincipalmente do aumento do ativo e passivo regulatórios, no segundo trimestre de 2007, em decorrência decritérios de atualização definidos pela ANEEL. As atualizações do ativo e do passivo têm contrapartidas nareceita e despesa financeiras, respectivamente, e dessa forma, não impactaram o resultado do período.• Redução de 29,25% na receita com variação monetária e juros incidentes sobre o Reajuste Tarifário Diferido,R$103.262 no período de janeiro a setembro de 2007 comparados a R$145.954 no período de janeiro asetembro de 2006. Este resultado deve-se principalmente à redução do ativo, na comparação entre os doisperíodos, em conseqüência do recebimento dos valores nas contas de energia. Mais explicações vide notaexplicativa nº 10 das Informações Trimestrais.• Ganhos líquidos com variações cambiais no período de janeiro a setembro de 2007, no montante de R$63.836em comparação a ganhos líquidos de R$53.839 no período de janeiro a setembro de 2006, advindosbasicamente dos empréstimos e financiamentos em moeda estrangeira. No período de janeiro a setembro de2007, o real apresentou uma valorização de 13,99% frente ao dólar norte-americano em comparação a umavalorização de 7,11% no mesmo período de 2006.517

Vide a composição das receitas e despesas financeiras na nota explicativa nº 25 das Informações Trimestrais.Imposto de Renda e Contribuição SocialA Cemig Distribuição apurou, no período de janeiro a setembro de 2007, despesas com Imposto de Renda eContribuição Social no montante de R$305.992 em relação ao lucro de R$1.012.462, antes dos efeitos fiscais, umpercentual de 30,22%. No período de janeiro a setembro de 2006, a Companhia apurou despesas com Imposto deRenda e Contribuição Social no montante de R$222.059 em relação ao lucro de R$774.665, antes dos efeitosfiscais, um percentual de 28,67%. Estas taxas efetivas estão conciliadas com as taxas nominais na nota explicativanº 9 das Informações Trimestrais. Nos períodos de janeiro a setembro de 2007 e 2006, foram apurados benefíciosfiscais, nos valores de R$38.150 e R$42.930, respectivamente, referentes ao pagamento de juros sobre capitalpróprio.DEMONSTRAÇÃO DOS RESULTADOS DOS TERCEIROS TRIMESTRES DE 2007 E 2006RECEITA OPERACIONALTerceiro TerceiroTrim/2007 Trim/2006 Var. %Fornecimento Bruto de Energia Elétrica 2.210.887 2.050.709 7,81Receita de Uso da Rede 302.046 313.498 (3,65)Outras Receitas operacionais 20.407 13.620 49,83Receita Operacional Bruta 2.533.340 2.377.827 6,54Deduções à Receita Operacional (992.863) (982.772) 1,03Receita Operacional Líquida 1.540.477 1.395.055 10,42CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAISPessoal (147.634) (151.420) (2,50)Participações dos Empregados (15.822) (14.778) 7,06Obrigações Pós-Emprego FORLUZ (18.393) (27.158) (32,27)Materiais (16.740) (14.902) 12,33Serviços de Terceiros (93.863) (77.155) 21,66Energia Elétrica Comprada para Revenda (575.361) (538.934) 6,76Depreciação e Amortização (108.828) (90.964) 19,64Provisões Operacionais (23.952) (32.991) (27,40)Encargos de Uso da Rede Básica de Transmissão (109.989) (111.555) (1,40)Outras Despesas Líquidas (34.002) (54.937) (38,11)(1.144.584) (1.114.794) 2,67Lucro Operacional 395.893 280.261 41,26RECEITAS FINANCEIRAS LÍQUIDAS 2.791 10.299 (72,90)Lucro Operacional 398.684 290.560 37,21RESULTADO NÃO OPERACIONAL (10.793) (6.746) 59,99Lucro antes do Imposto de Renda e Contribuição Social 387.891 283.814 36,67Imposto de Renda e Contribuição Social (117.059) (75.113) 55,84Lucro Líquido do Período 270.832 208.701 29,77Lucro do TrimestreA Cemig Distribuição apresentou, no terceiro trimestre de 2007, um lucro líquido de R$270.832, em comparaçãoao lucro líquido de R$208.701 no terceiro trimestre de 2006, um aumento de 29,77%. Este resultado deve-seprincipalmente ao aumento de 10,42% na receita operacional líquida compensada parcialmente pelo aumento de2,67% nos custos e despesas operacionais e pela redução no resultado financeiro que correspondia a uma receitade R$10.299 no terceiro trimestre de 2006 passando a R$2.791 no terceiro trimestre de 2007.518

LAJIDA (metodologia de cálculo não revisada pelos auditores independentes)LAJIDA - R$ mil Terceiro TerceiroTrim/07 Trim/06 Var %Lucro Líquido 270.832 208.701 29,77+ Despesa de IR e Contribuição Social 117.059 75.113 55,84+ Resultado não Operacional 10.793 6.746 59,99- Resultado Financeiro (2.791) (10.299) (72,90)+ Amortização e Depreciação 108.828 90.964 19,64= LAJIDA 504.721 371.225 35,96O crescimento do LAJIDA no terceiro trimestre de 2007em comparação ao mesmo período de 2006 deve-se,principalmente ao aumento de 10,42% na receita líquida.Este impacto foi parcialmente reduzido pelo aumento de1,16% nos custos e despesas operacionais (excluídos osefeitos das despesas com depreciação e amortização). Omelhor desempenho operacional verificado em 2007refletiu-se na margem do LAJIDA, que passou de 26,61%no terceiro trimestre de 2006 para 32,76% no terceirotrimestre de 2007.Fornecimento Bruto de Energia ElétricaMWh (*) R$Terceiro Terceiro Terceiro TerceiroTrim/07 Trim/06 Var. % Trim/07 Trim/06 Var. %Residencial 1.689.906 1.651.626 2,32 900.438 870.466 3,44Industrial 1.191.496 1.226.110 (2,82) 396.557 336.807 17,74Comércio, Serviços e Outros 962.716 910.777 5,70 457.709 410.554 11,49Rural 631.712 601.733 4,98 167.211 156.268 7,00Poder Público 155.487 147.279 5,57 72.794 64.527 12,81Iluminação Pública 255.768 264.026 (3,13) 72.923 68.537 6,40Serviço Público 267.163 260.730 2,47 78.732 70.146 12,24Sub-Total 5.154.248 5.062.281 1,82 2.146.364 1.977.305 8,55Consumo Próprio 8.003 7.041 13,66 - - -Subvenção para Consumidoresde Baixa Renda - - - 30.542 32.950 (7,31)Fornecimento não Faturado Líquido - - - 17.691 16.890 4,745.162.251 5.069.322 1,83 2.194.597 2.027.145 8,26Transações com Energia na CCEE - - - 16.290 23.564 (30,87)Total 5.162.251 5.069.322 1,83 2.210.887 2.050.709 7,81(*) Informações em MWh não revisadas pelos auditores independentesA receita com fornecimento bruto de energia elétrica foi de R$2.210.887 no terceiro trimestre de 2007 emcomparação a R$2.050.709 no terceiro trimestre de 2006, representando um aumento de 7,81%.Os principais impactos na receita de 2007 decorreram dos seguintes fatores:• Reajuste tarifário com impacto médio nas tarifas dos consumidores de 5,16%, a partir de 8 de abril de 2007;• Aumento de 1,82% no volume de energia faturada a consumidores finais (excluindo consumo próprio).519

Receita de uso da redeEsta receita refere-se a TUSD advinda dos encargos cobrados dos consumidores livres sobre a energia vendida,principalmente pela Cemig Geração e Transmissão, e apresentou uma redução de 3,65%, no montante deR$11.452 (R$302.046 no terceiro trimestre de 2007 em comparação a R$313.498 no terceiro trimestre de 2006).Este resultado deve-se principalmente à exclusão, nas tarifas de TUSD, dos encargos de CCC, CDE e PROINFA, emfunção de Resolução da ANEEL.Custos não controláveisAs diferenças entre os somatórios dos custos não controláveis (também denominados “CVA”) utilizados comoreferência no cálculo do reajuste tarifário e os desembolsos efetivamente realizados são compensados nosreajustes tarifários subseqüentes, sendo registrados no ativo ou passivo. Em função de alteração do plano decontas da ANEEL, alguns itens foram transferidos para a conta Deduções à Receita Operacional. Mais informaçõesnas notas explicativas números 2 e 7 das Informações Trimestrais.Deduções à receita operacionalTerceiro TerceiroTrim/07 Trim/06 Var %ICMS 541.103 509.217 6,26COFINS 233.066 214.245 8,78Reserva Global de Reversão - RGR 13.897 8.942 55,41PIS-PASEP 56.210 48.383 16,18Programa de Eficiência Energética - PEE 7.666 3.735 105,25Conta de Desenvolvimento Energético - CDE 76.374 73.657 3,69Quota para Conta de Consumo de Combustível - CCC 56.671 113.280 (49,97)Pesquisa e Desenvolvimento - P&D 3.208 4.481 (28,41)Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico -FNDCT 2.543 4.481 (43,25)Pesquisa Expansão Sistema Energético - EPE 2.038 2.240 (9,02)ISSQN 87 111 (21,62)992.863 982.772 1,03As principais variações nas deduções à receita são como segue:Conta de Consumo de Combustível - CCCA dedução à receita referente a CCC foi de R$56.671 no terceiro trimestre de 2007 comparados a R$113.280 noterceiro trimestre de 2006, representando uma redução de 49,97%. Refere-se aos custos de operação das usinastérmicas dos sistemas interligado e isolado brasileiro rateados entre os concessionários de energia elétrica atravésde Resolução da ANEEL. Este é um custo não controlável, sendo que a dedução á receita registrada correspondeao valor efetivamente repassado para a tarifa.Conta de Desenvolvimento Energético - CDEA dedução à receita referente a CDE foi de R$76.374 no terceiro trimestre de 2007 comparados a R$73.657 noterceiro trimestre de 2006, um aumento de 3,69%. Os pagamentos são definidos através de Resolução da ANEEL.Este é um custo não controlável, sendo que a despesa reconhecida no resultado corresponde ao valorefetivamente repassado para a tarifa.Reserva Global de Reversão - RGRA dedução à receita referente a RGR foi de R$13.897 no terceiro trimestre de 2007 comparados a R$8.942 noterceiro trimestre de 2006, um aumento de 55,41%. Este resultado deve-se ao aumento equivalente em 2007, dovalor contábil do ativo imobilizado em serviço, base de cálculo da referida despesa para a Cemig Distribuição.As demais deduções à receita referem-se a impostos calculados com base em percentual do faturamento,portanto, as suas variações são diretamente proporcionais à evolução da receita.520

Custos e despesas operacionais (excluindo resultado financeiro)Os custos e despesas operacionais (excluindo resultado financeiro) foram de R$1.144.584 no terceiro trimestre de2007 comparados a R$1.114.794 no terceiro trimestre de 2006, representando um aumento de 2,67%. Esteresultado decorre principalmente da variação dos custos com depreciação e amortização, energia comprada pararevenda e serviços de terceiros.As principais variações nas despesas estão descritas a seguir:PessoalA despesa com pessoal no terceiro trimestre de 2007 foi de R$147.634, comparados a R$151.420 no terceirotrimestre de 2006, uma redução de 2,50%. Este resultado decorre principalmente do maior valor transferido paraobras em andamento no terceiro trimestre de 2007 em relação ao mesmo período de 2006 (R$39.214 em 2007comparado a R$30.396 em 2006).Energia Elétrica Comprada para RevendaA despesa com energia elétrica comprada para revenda foi de R$575.361 no terceiro trimestre de 2007,comparados a R$538.934 no terceiro trimestre de 2006, representando um aumento de 6,76%. Este é um custonão controlável, sendo que a despesa reconhecida no resultado corresponde ao valor efetivamente repassadopara a tarifa.Depreciação/AmortizaçãoA despesa com depreciação e amortização foi de R$108.828 no terceiro trimestre de 2007 comparados a R$90.964no terceiro trimestre de 2006, representando um aumento de 19,64%. Este resultado decorre substancialmenteda entrada em operação de novas redes e linhas de distribuição, conseqüência dos investimentos do Programa LuzPara Todos.Obrigações Pós-EmpregoA despesa com obrigações pós-emprego foi de R$18.393 no terceiro trimestre de 2007, comparados a R$27.158no terceiro trimestre de 2006, representando uma redução de 32,27%. Estas despesas representam basicamenteos juros incidentes sobre as obrigações atuariais da Cemig Distribuição, líquidos do rendimento esperado dosativos dos planos, estimados por atuário externo. A redução na despesa decorre do maior crescimento dos ativosdo plano de pensão em relação às obrigações com os participantes.Provisões OperacionaisAs provisões operacionais foram de R$23.952 no terceiro trimestre de 2007 comparados a R$32.991 no terceirotrimestre de 2006, uma redução de 27,40%. Esta variação decorre principalmente do menor valor da Provisão paraCréditos de Liquidação Duvidosa constituída em 2007 (R$25.886 no terceiro trimestre de 2007 comparados aR$31.056 no terceiro trimestre de 2006).Encargos de Uso da Rede de TransmissãoA despesa com encargos de uso da rede de transmissão foi de R$109.989 no terceiro trimestre de 2007,comparados a R$111.555 no terceiro trimestre de 2006, representando uma redução de 1,40%. Esta despesarefere-se aos encargos devidos pelos agentes de distribuição e geração de energia elétrica pela utilização dasinstalações, componentes da rede básica, conforme definido através de Resolução pela ANEEL. Este é um custonão controlável, sendo que a despesa reconhecida no resultado corresponde ao valor efetivamente repassadopara a tarifa.521

Receitas (Despesas) FinanceirasTerceiro TerceiroTrim/07 Trim/06 Var. %RECEITAS FINANCEIRASRenda de Aplicação Financeira 13.324 11.489 15,97Acréscimos Moratórios de Contas de Energia 39.415 20.086 96,23Variação Monetária da CVA 6.018 21.326 (71,78)Variação Monetária - Acordo Geral do Setor Elétrico 37.016 42.694 (13,30)Variação Monetária - Reajuste Tarifário Diferido 42.245 43.430 (2,73)Variações Cambiais 19.623 2.467 695,42PASEP e COFINS incidente sobre as Receitas Financeiras (3.534) (4.685) (24,57)Ganhos com Instrumentos Financeiros (nota 27) - 218 -Outras 3.683 21.503 (82,87)157.790 158.528 (0,47)DESPESAS FINANCEIRASEncargos de Empréstimos e Financiamentos (70.284) (68.620) 2,42Variação Monetária - Acordo Geral do Setor Elétrico (17.153) (12.161) 41,05Variação Monetária da CVA (7.470) (15.865) (52,92)Variações Cambiais (3.022) (6.707) (54,94)Variação Monetária - Empréstimos e Financiamentos (11.822) (4.008) 194,96C.P.M.F. (12.706) (15.397) (17,48)Perdas com Instrumentos Financeiros (nota 27) (20.594) (15.608) 31,95Provisão para Perdas na Recuperação dos Valores da Recomposição Tarifária - RTE (2.737) (3.126) (12,44)Outras (9.211) (6.737) 36,72(154.999) (148.229) 4,572.791 10.299 (72,90)O principal fator que contribuiu para a variação no resultado financeiro foi a variação cambial que apresentou noterceiro trimestre de 2007, uma receita financeira líquida de R$16.601 em comparação a perda financeira líquidade R$4.241 no terceiro trimestre de 2006. As variações cambiais são advindas basicamente dos contratos deempréstimos e financiamentos em moeda estrangeira. No terceiro trimestre de 2007, o real apresentou umavalorização de 4,53% frente ao dólar norte-americano em comparação a uma desvalorização de 0,46% no terceirotrimestre de 2006.Imposto de Renda e Contribuição SocialA Cemig Distribuição apurou, no terceiro trimestre de 2007, despesas com Imposto de Renda e Contribuição Socialno montante de R$117.059 em relação ao lucro de R$387.891, antes dos efeitos fiscais, um percentual de 30,18%.No terceiro trimestre de 2006, a Companhia apurou despesas com Imposto de Renda e Contribuição Social nomontante de R$75.113 em relação ao lucro de R$283.814, antes dos efeitos fiscais, um percentual de 26,47%.Nos terceiros trimestres de 2007 e 2006, foram apurados benefícios fiscais, nos valores de R$12.592 e R$20.554,respectivamente, referentes ao pagamento de juros sobre capital próprio.522

16.01 - OUTRAS INFORMAÇÕES QUE A COMPANHIA ENTENDA RELEVANTESINDICADORES FINANCEIROS(Informações não revisadas pelos auditores independentes)523

INDICADORES OPERACIONAIS 3º TRIM/07 3º TRIM/06 Variação %EFICIÊNCIAMWh/Emprego (MWh) 1.853 1.850 0,16Consumidores/Empregado (nº) 774 765 1,18QUALIDADE NO ATENDIMENTODuração Equivalente de Interrupções por Consumidor (hs) 2,44 2,70 -9,63Frequência Equivalente de Interrupções por Consumidor (nº) 1,33 1,43 -6,99TARIFA MÉDIA (R$/MWh)Residencial 519,65 512,10 1,47Industrial 303,86 247,52 22,76Comercial 457,95 434,35 5,43Rural 274,21 268,69 2,05Outros 314,68 291,53 7,94Consumidores Finais 404,66 379,52 6,62524

17.01 - RELATÓRIO DA REVISÃO ESPECIAL - SEM RESSALVAAoConselho de Administração e Acionistas daCemig Distribuição S.A.Belo Horizonte - MG1. Efetuamos uma revisão especial das Informações Trimestrais (ITR) da Cemig Distribuição S.A. referentes aotrimestre findo em 30 de setembro de 2007, compreendendo o balanço patrimonial, a demonstração doresultado, o relatório de desempenho e as informações relevantes, preparados de acordo com as práticascontábeis adotadas no Brasil e normas expedidas pela Comissão de Valores Mobiliários - CVM.2. Nossa revisão foi efetuada de acordo com as normas específicas estabelecidas pelo IBRACON - Instituto dosAuditores Independentes do Brasil, em conjunto com o Conselho Federal de Contabilidade, e consistiu,principalmente, de (a) indagação e discussão com os administradores responsáveis pelas áreas contábil,financeira e operacional da Companhia, quanto aos principais critérios adotados na elaboração das informaçõestrimestrais; e (b) revisão das informações e dos eventos subseqüentes que tenham ou possam vir a ter efeitosrelevantes sobre a situação financeira e as operações da Companhia.3. Baseados em nossa revisão especial, não temos conhecimento de qualquer modificação relevante que deva serfeita nas informações trimestrais acima referidas para que estas estejam de acordo com as práticas contábeisadotadas no Brasil e condizentes com as normas expedidas pela Comissão de Valores Mobiliários - CVM,especificamente aplicáveis à elaboração das informações trimestrais obrigatórias.4. Nossa revisão especial foi conduzida com o objetivo de emitirmos um relatório de revisão especial sobre asinformações trimestrais (ITR) referidas no primeiro parágrafo. A demonstração dos fluxos de caixa, relativa aotrimestre findo em 30 de setembro de 2007, representa informação complementar àquelas informaçõestrimestrais, a qual não é requerida pelas práticas contábeis adotadas no Brasil e é apresentada para possibilitaruma análise adicional. Essa informação complementar foi submetida aos mesmos procedimentos de revisãoaplicados às informações trimestrais e não temos conhecimento de nenhuma modificação relevante que devaser feita para que as mesmas estejam de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e normasexpedidas pela Comissão de Valores Mobiliários - CVM.5. A revisão especial das informações trimestrais referentes ao trimestre findo em 30 de setembro de 2006,apresentadas para fins de comparabilidade, foi conduzida por outros auditores independentes que, sobre elas,emitiram relatório de revisão especial sem ressalvas, datado de 7 de novembro de 2006, contendo parágrafo deênfase relativa à mudança no percentual de reposicionamento tarifário em decorrência da revisão tarifária emcaráter definitivo.06 de novembro de 2007KPMG Auditores IndependentesCRC SP014428/O-6-F-MGMarco Túlio Fernandes FerreiraContador CRCMG058176/O-019.01 - DESCRIÇÃO DAS INFORMAÇÕES ALTERADASData da alteração: 07/11/2007:Eliminação do gráfico de Índice de Liquidez apresentado em duplicidade em “Outras Informações que aCompanhia entenda Relevantes”525

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Informações Financeiras Trimestrais da Emissora relativas aos períodos de 9 meses findosem 30 de setembro de 2007 e 2006, acompanhadas dos respectivos Relatórios de RevisãoLimitada dos Auditores Independentes527

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SERVIÇO PÚBLICO FEDERALDivulgação ExternaCVM - COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOSLegislação SocietáriaITR - INFORMAÇÕES TRIMESTRAISEMPRESA COMERCIAL, INDUSTRIAL E OUTRAS DATA-BASE - 30/09/2006O REGISTRO NA CVM NÃO IMPLICA QUALQUER APRECIAÇÃO SOBRE A COMPANHIA, SENDO OS SEUS ADMINISTRADORES RESPONSÁVEIS PELAVERACIDADE DAS INFORMAÇÕES PRESTADAS.01.01 - IDENTIFICAÇÃO1 - Código CVM 2 - Denominação Social 3 - CNPJ 4 - NIRE02030-3 CEMIG DISTRIBUIÇÃO S.A. 06.981.180/0001-16 3130002056-801.02 - SEDE1 - Endereço Completo 2 - Bairro ou Distrito 3 - CEP 4 - Município 5 - UFAv. Barbacena, 1200 - 17º andar Santo Agostinho 30190-131 Belo Horizonte MG6 - DDD 7 - Telefone 8 - Telefone 9 - Telefone 10 - Telex31 3299-4900 3299-3815 32994524 31112411 - DDD 12 - Fax 13 - Fax 14 - Fax 15 - E-mail31 3299-3934 - - mail@cemig.com.br01.03 - DIRETOR DE RELAÇÕES COM INVESTIDORES (Endereço para Correspondência com a Companhia)1 - Nome 2 - Endereço Completo 3 - Bairro ou DistritoFlávio Decat de Moura Av. Barbacena, 1200 Santo Agostinho4 - CEP 5 - Município 6 - UF 7 - DDD 8 - Telefone 9 - Telefone 10 - Telefone30190-131 Belo Horizonte MG 31 3299-4903 3299-3818 3299-481011 - Telex 12 - DDD 13 - Fax 14 - Fax 15 - Fax 16 - E-mail311124 31 3299-4691 3299-39333 3299-3864 flaviodecat@cemig.com.br01.04 - REFERÊNCIA/AUDITORExercício Social em Curso Trimestre Atual Trimestre Anterior1 - Início 2 - Término 3 - Número 4 - Início 5 - Término 6 - Número 7 - Início 8 - Término01/01/2006 31/12/2006 3 01/07/2006 30/09/2006 2 01/04/2006 30/06/20069 - Nome/Razão Social do Auditor 10 - Código CVM 11 - Nome do Responsável Técnico 12 - CPF do Responsável TécnicoDeloitte Touche Tohmatsu 00385-9 Gilberto Grandolpho 007.585.878-9901.05 - COMPOSIÇÃO DO CAPITAL SOCIALNúmero de Ações (Mil) 1 - Trimestre Atual 30/09/2006 2 - Trimestre Anterior 30/06/2006 3 - Igual Trimestre Ex. Anterior 30/09/2005Do Capital Integralizado1 - Ordinárias 2.261.998 2.261.998 2.261.9982 - Preferenciais 0 0 03 - Total 2.261.998 2.261.998 2.261.998Em Tesouraria4 - Ordinárias 0 0 05 - Preferenciais 0 0 06 - Total 0 0 001.06 - CARACTERÍSTICAS DA EMPRESA1 - Tipo de Empresa 2 - Tipo de Situação 3 - Natureza do Controle Acionário 4 - Código AtividadeEmpresa Comercial, Industrial e Outras Operacional Estatal 1120 - Energia Elétrica5 - Atividade Principal 6 - Tipo de Consolidado 7 -Tipo do Relatório dos AuditoresConcessionária de Serviço Público de Energia Elétrica Não Apresentado Sem Ressalva01.07 - SOCIEDADES NÃO INCLUÍDAS NAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS CONSOLIDADAS1 - Item 2 - CNPJ 3 - Denominação Social01.08 - PROVENTOS EM DINHEIRO DELIBERADOS E/OU PAGOS DURANTE E APÓS O TRIMESTRE1 - Item 2 - Evento 3 - Aprovação 4 - Provento 5 - Início Pagto. 6 - Espécie e Classe de Ação 7 - Valor do Provento p/Ação01 RCA 30/08/2006 Juros sobre Capital Próprio 30/06/2007 ON 0,026726000001.09 - CAPITAL SOCIAL SUBSCRITO E ALTERAÇÕES NO EXERCÍCIO SOCIAL EM CURSO1 - Item 2 - Data da 3 - Valor do Capital 4 - Valor da Alteração 5 - Origem da Alteração 7 - Quantidade de 8 -Preço da Ação naAlteração Social (Reais Mil) (Reais Mil) Ações Emitidas (Mil) Emissão (Reais)01.10 - DIRETOR DE RELAÇÕES COM INVESTIDORES1 - Data 2 - Assinatura30/09/2006529

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02.01 - BALANÇO PATRIMONIAL ATIVO (Reais Mil)Código Descrição 30/09/2006 30/06/20061 Ativo Total 10.117.066 9.610.2061.01 Ativo Circulante 4.614.931 4.085.1441.01.01 Disponibilidades 440.739 323.3191.01.02 Créditos 3.903.222 3.473.4401.01.02.01 Consumidores e Revendedores 1.372.658 1.305.5381.01.02.02 Consumidores - RTE e Parcela "A" 304.476 294.1771.01.02.03 Transporte de Energia a Receber 274.989 272.2701.01.02.04 Tributos Compensáveis 452.212 267.5091.01.02.05 Despesas Antecipadas CVA 559.131 506.0171.01.02.06 Créditos Tributários 90.795 71.7081.01.02.07 Ativo Regulatório PIS-PASEP/COFINS 150.471 150.4711.01.02.08 Reajuste Tarifário Diferido 698.490 605.7501.01.03 Estoques 14.024 14.6901.01.04 Outros 256.946 273.6951.01.04.01 Fundos Vinculados 124.224 131.5591.01.04.02 Outros Créditos 132.722 142.1361.02 Ativo Realizável a Longo Prazo 1.886.319 2.096.7051.02.01 Créditos Diversos 1.863.804 2.073.5471.02.01.01 Consumidores - RTE e Parcela "A" 894.105 943.6431.02.01.02 Despesas Antecipadas - CVA 18.271 56.4111.02.01.03 Créditos Tributários 103.047 109.8341.02.01.04 Tributos Compensáveis 187.445 172.7541.02.01.05 Depósitos Vinculados a Litígio 110.267 11.9941.02.01.06 Consumidores e Revendedores 53.815 57.2741.02.01.07 Reajuste Tarifário Diferido 306.303 488.5081.02.01.08 Ativo Regulatório PIS-PASEP/COFINS 190.551 233.1291.02.02 Créditos com Pessoas Ligadas 13.566 15.0631.02.02.01 Com Coligadas 0 01.02.02.02 Com Controladas 0 01.02.02.03 Com Outras Pessoas Ligadas 13.566 15.0631.02.03 Outros 8.949 8.0951.03 Ativo Permanente 3.615.816 3.428.3571.03.01 Investimentos 2.797 1.9351.03.01.01 Participações em Coligadas 0 01.03.01.02 Participações em Controladas 0 01.03.01.03 Outros Investimentos 2.797 1.9351.03.02 Imobilizado 3.612.734 3.426.1071.03.03 Diferido 285 315531

02.02 - BALANÇO PATRIMONIAL PASSIVO (Reais Mil)Código Descrição 30/09/2006 30/06/20062 Passivo Total 10.117.066 9.610.2062.01 Passivo Circulante 3.975.218 3.490.3812.01.01 Empréstimos e Financiamentos 505.080 156.0482.01.02 Debêntures 0 02.01.03 Fornecedores 643.403 595.5172.01.04 Impostos, Taxas e Contribuições 1.102.547 895.1152.01.05 Dividendos a Pagar 472.876 677.2512.01.06 Provisões 455.815 490.0602.01.06.01 Salários e Encargos Sociais 135.181 206.1712.01.06.02 Encargos Regulatórios 276.349 254.1382.01.06.03 Participações os Lucros 44.285 29.7512.01.07 Dívidas com Pessoas Ligadas 12.065 10.2162.01.08 Outros 783.432 666.1742.01.08.01 Obrigações Pós-Emprego 91.025 89.5582.01.08.02 Encargos Regulatórios - CVA 436.963 327.9992.01.08.03 Provisão para Perdas - Instr Financeiros 128.392 112.9992.01.08.04 Outras 127.052 135.6182.02 Passivo Exigível a Longo Prazo 3.404.003 3.530.2272.02.01 Empréstimos e Financiamentos 1.940.965 1.912.3032.02.02 Debêntures 0 02.02.03 Provisões 8.112 6.5312.02.04 Dívidas com Pessoas Ligadas 0 02.02.05 Outros 1.454.926 1.611.3932.02.05.01 Obrigações pós-Emprego 913.127 928.7802.02.05.02 Fornecedores 239.347 248.5162.02.05.03 Impostos, Taxas e Contribuições 259.952 373.2122.02.05.04 Encargos Regulatórios - CVA 32.915 49.3032.02.05.05 Encargos Regulatórios 0 02.02.05.06 Outras Obrigações 9.585 11.5822.03 Resultados de Exercícios Futuros 0 02.05 Patrimônio Líquido 2.737.845 2.589.5982.05.01 Capital Social Realizado 2.261.998 2.261.9982.05.02 Reservas de Capital 0 02.05.02.01 Recursos Destinado a Aumento de Capital 0 02.05.03 Reservas de Reavaliação 0 02.05.03.01 Ativos Próprios 0 02.05.03.02 Controladas/Coligadas 0 02.05.04 Reservas de Lucro 475.847 327.6002.05.04.01 Legal 49.506 49.5062.05.04.02 Estatutária 0 02.05.04.03 Para Contingências 0 02.05.04.04 De Lucros a Realizar 0 02.05.04.05 Retenção de Lucros 426.341 278.0942.05.04.06 Especial p/ Dividendos Não Distribuídos 0 02.05.04.07 Outras Reservas de Lucro 0 02.05.05 Lucros/Prejuízos Acumulados 0 0532

03.01 - DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO (Reais Mil)01/07/2006 a 01/01/2006 a 01/07/2005 a 01/01/2005 aCódigo Descrição 30/09/2006 30/09/2006 30/09/2005 30/09/20053.01 Receita Bruta de Vendas e/ou Serviços 2.377.827 6.840.267 2.283.265 6.904.7103.01.01 Fornecimento Bruto de Energia Elétrica 2.066.999 5.916.121 1.982.210 5.410.2023.01.03 Reajuste Tarifário Diferido 0 0 0 591.0103.01.04 Receita de Uso da Rede 297.208 884.801 291.943 863.8303.01.05 Outras Receitas Operacionais 13.620 39.345 9.112 39.6683.02 Deduções da Receita Bruta (780.898) (2.180.551) (717.979) (2.149.398)3.03 Receita Líquida de Vendas e/ou Serviços 1.596.929 4.659.716 1.565.286 4.755.3123.04 Custo de Bens e/ou Serviços Vendidos (1.264.481) (3.863.342) (1.252.898) (3.522.727)3.04.01 Energia Elétrica Comprada para Revenda (524.181) (1.544.118) (528.073) (1.399.458)3.04.02 Encargos Uso da Rede Básica Transmissão (111.555) (421.704) (116.672) (420.278)3.04.03 Pessoal e Administradores (168.726) (629.173) (147.189) (472.837)3.04.04 Obrigações Pós-Emprego (26.958) (80.872) (24.887) (80.482)3.04.05 Materiais (14.637) (45.907) (17.441) (51.102)3.04.06 Eficiência Energética e P&D (14.937) (50.738) (4.801) (11.948)3.04.07 Serviços de Terceiros (68.419) (208.378) (72.831) (187.645)3.04.08 Depreciação e Amortização (90.527) (274.218) (90.558) (268.928)3.04.09 Provisões Operacionais (1.935) (7.452) (23.945) (28.711)3.04.11 Quota Conta Consumo de Combustível-CCC (113.280) (304.119) (102.281) (283.281)3.04.12 Conta de Desenvolvimento Energético-CDE (73.657) (204.523) (68.964) (207.041)3.04.13 PROINFA (14.753) (27.527) 0 03.04.14 Outras (40.916) (64.613) (55.256) (111.016)3.05 Resultado Bruto 332.448 796.374 312.388 1.232.5853.06 Despesas/Receitas Operacionais (102.342) (126.657) 17.095 12.0453.06.01 Com Vendas (67.839) (130.982) (45.343) (99.099)3.06.02 Gerais e Administrativas 3.887 (14.914) (18.220) (49.738)3.06.03 Financeiras (50.155) 19.239 80.658 160.8823.06.03.01 Receitas Financeiras 143.819 581.650 250.455 712.3363.06.03.02 Despesas Financeiras (193.974) (562.411) (169.797) (551.454)3.06.04 Outras Receitas Operacionais 0 0 0 03.06.05 Outras Despesas Operacionais 11.765 0 0 03.06.06 Resultado da Equivalência Patrimonial 0 0 0 03.07 Resultado Operacional 230.106 669.717 329.483 1.244.6303.08 Resultado Não Operacional (6.746) (21.317) (9.681) (23.442)3.08.01 Receitas 5.569 6.121 0 03.08.02 Despesas (12.315) (27.438) (9.681) (23.442)3.09 Resultado Antes Tributação/Participações 223.360 648.400 319.802 1.221.1883.10 Provisão para IR e Contribuição Social 130.246 (86.882) (73.431) (323.264)3.11 IR Diferido (205.359) (135.177) (35.638) (94.276)3.12 Participações/Contribuições Estatutárias 0 0 0 03.12.01 Participações 0 0 0 03.12.02 Contribuições 0 0 0 03.13 Reversão dos Juros sobre Capital Próprio 60.454 126.265 0 107.0003.15 Lucro/Prejuízo do Período 208.701 552.606 210.733 910.648NÚMERO AÇÕES, EX-TESOURARIA (Mil) 2.261.998 2.261.998 2.261.998 2.261.998LUCRO POR AÇÃO (Reais) 0,09226 0,24430 0,09316 0,40259PREJUÍZO POR AÇÃO (Reais)533

04.01 - NOTAS EXPLICATIVAS1) - CONTEXTO OPERACIONALEm milhares de reais, exceto se indicado de outra formaA Cemig Distribuição S.A. (“Companhia” ou “Cemig Distribuição”) é uma sociedade anônima de capital aberto,subsidiária integral da Companhia Energética de Minas Gerais - CEMIG (“CEMIG”), constituída em 8 de setembrode 2004 e com início das suas operações a partir de 1º de janeiro de 2005, como resultado do processo dedesmembramento das atividades da CEMIG. A Companhia teve seu capital aberto em 25 de setembro de 2006através do ofício SEP/RIC nº 41 de 2006, devendo ser ressaltado que as suas ações não são negociadas em bolsade valores.Os contratos de concessão para distribuição de energia elétrica da CEMIG, assinados em 1997, determinavam areestruturação das suas operações através do desmembramento de suas atividades de geração, transmissão edistribuição em subsidiárias integrais (“desverticalização”).Adicionalmente, a Medida Provisória nº 144, de 11 de dezembro de 2003, posteriormente convertida na LeiFederal nº 10.848, de 15 de março de 2004, de reestruturação do modelo do setor elétrico brasileiro, determinou aseparação em empresas distintas das atividades de geração e transmissão da atividade de distribuição de energiaelétrica.Desta forma, as redes e linhas de distribuição e outros ativos e passivos relacionados às atividades de distribuiçãode energia elétrica da CEMIG foram transferidos, a partir de 1º de janeiro de 2005, para a Cemig Distribuição.A Cemig Distribuição tem como área de concessão 567.478 Km 2 , aproximadamente 97,00% do Estado de MinasGerais, atendendo a 6.167.752 consumidores em 30 de setembro de 2006 (informações não revisadas pelosauditores independentes).2) - APRESENTAÇÃO DAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRASForam elaboradas e preparadas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, compreendendo: a Leidas Sociedades por Ações, normas da Comissão de Valores Mobiliários - CVM, e normas da legislação específicaaplicáveis às concessionárias de energia elétrica, emanadas da Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL.As informações trimestrais foram elaboradas seguindo princípios, métodos e critérios contábeis uniformes emrelação àqueles adotados e divulgados integralmente em 31 de março de 2006 e 31 de dezembro de 2005.Adicionalmente, a Companhia está apresentando as demonstrações de fluxo de caixa. Vide nota explicativa nº 27.Reclassificação de Saldos ContábeisPara melhor comparabilidade e análise da demonstração dos resultados foram reclassificadas determinadastransações referentes ao 3º trimestre de 2005, como segue:Conta original Valor (R$) Conta de Reclassificação Valor (R$)Deduções da Receita BrutaCustos e Despesas OperacionaisPASEP (31.620) Energia Elétrica Comprada para Revenda 134.597COFINS (145.642) Encargos de Uso da Rede Básica de Transmissão 42.665(177.262) 177.262534

3) - DISPONIBILIDADES30/09/2006 30/06/2006Contas Bancárias 88.838 50.928Aplicações FinanceirasCertificados de Depósito Bancário 351.901 272.391440.739 323.3194) - CONSUMIDORES E REVENDEDORESVencidos até Vencidos há maisClasse de Saldos a Vencer 90 dias de 90 dias TotalConsumidor 30/09/06 30/06/06 30/09/06 30/06/06 30/09/06 30/06/06 30/09/06 30/06/06Residencial 392.814 374.017 139.425 146.090 42.179 51.450 574.418 571.557Industrial 141.401 143.439 47.432 41.237 197.777 161.735 386.610 346.411Comércio, Serviçose Outras 176.872 166.777 45.053 46.339 40.584 40.757 262.509 253.873Rural 69.735 58.896 15.419 13.898 9.757 11.053 94.911 83.847Poder Público 28.108 27.568 8.742 8.298 2.914 3.201 39.764 39.067Iluminação Pública 96.512 94.164 8.585 6.255 4.677 4.612 109.774 105.031Serviço Público 50.379 37.506 1.805 1.292 1.462 1.729 53.646 40.527Subtotal -Consumidores 955.821 902.367 266.461 263.409 299.350 274.537 1.521.632 1.440.313Suprimento a OutrasConcessionárias 24.994 10.484 - - - - 24.994 10.484Provisão para Créditosde Liquidação Duvidosa - - - (173.968) (145.259) (173.968) (145.259)980.815 912.851 266.461 263.409 125.382 129.278 1.372.658 1.305.5385) - ATIVOS E PASSIVOS REGULATÓRIOSO Acordo Geral do Setor Elétrico, assinado em 2001, e a nova regulamentação do setor de energia elétricaimplicaram na constituição de diversos ativos e passivos regulatórios, bem como no diferimento dos impostosfederais incidentes sobre estes ativos e passivos (são quitados à medida que os ativos e passivos são recebidose/ou pagos), conforme demonstrado a seguir:30/09/2006 30/06/2006AtivosRecomposição Tarifária Extraordinária e Parcela “A” - Nota nº 6 1.198.581 1.237.820Reajuste Tarifário Diferido - Nota nº 10 1.004.793 1.094.258PIS/COFINS e PASEP - Nota nº 11 341.022 383.600Despesas Antecipadas - CVA - Nota nº 7 577.402 562.4283.121.798 3.278.106PassivosFornecedores - Repasse aos Geradores pela Compra de Energia Livre - Nota nº 13 (343.401) (356.994)Encargos Regulatórios - CVA - Nota nº 7 (469.878) (377.302)(813.279) (734.296)Impostos Federais Diferidos - Nota nº 14 (669.891) (770.281)(1.483.170) (1.504.577)1.638.628 1.773.529535

6) - RECOMPOSIÇÃO TARIFÁRIA EXTRAORDINÁRIA E PARCELA “A”a) Recomposição Tarifária Extraordinária• A Resolução nº 91 da Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica -GCE, de 21 de dezembro de 2001 e a Leinº 10.438, de 26 de abril de 2002, estabeleceram os procedimentos para implementação da RTE, com entradaem vigor a partir de 27 de dezembro de 2001. Os reajustes tarifários foram definidos através da Resolução nº130 da GCE, em 30 de abril de 2002, conforme segue:• Reajuste de 2,90% para os consumidores das classes residencial (excluindo os consumidores de baixa renda),rural, iluminação pública e consumidores industriais de alta tensão em que o custo de energia elétricarepresente 18,00% ou mais do custo médio de produção e que atendam a determinados requisitosrelacionados com fator de carga e demanda de energia, especificados na Resolução.• Reajuste de 7,90% para os demais consumidores.A RTE mencionada está sendo utilizada para compensação dos itens a seguir:• Perdas com faturamento no período de 1º de junho de 2001 a 28 de fevereiro de 2002, correspondendo àdiferença entre a receita estimada da Cemig Distribuição, caso não houvesse sido implementado o Programa deRacionamento, e a receita verificada sob a vigência do mesmo, conforme fórmula divulgada pela ANEEL.• Não foram incluídas na apuração deste valor as eventuais perdas com inadimplência de consumidores, as quaisnão se espera serem relevantes, e o ICMS.• Repasse a ser efetuado às geradoras que compraram energia no MAE, sucedido em 2004 pela Câmara deComercialização de Energia Elétrica (“CCEE/MAE”), no período de 1º de junho de 2001 a 28 de fevereiro de2002, com preço excedente ao valor de R$49,26/MWh (“energia livre”). Como a Companhia é apenas umarepassadora às geradoras dos valores recebidos, foram incluídos neste saldo os tributos e outros encargosregulatórios incidentes sobre a receita. Quando do repasse às geradoras, são deduzidos os impostos e encargosregulatórios mencionados.A recuperação dos créditos através da RTE, conforme Resolução Normativa nº 45, de 3 de março de 2004, éefetuada na proporção de 64,29% e 35,71% para às perdas com faturamento e energia livre, respectivamente.Os créditos da RTE referentes a perdas com o racionamento estão sendo atualizados pela variação da SELIC até omês efetivo da sua compensação.Os créditos de RTE referentes a energia livre são atualizados pela SELIC e adicionados de 1,00% de juros ao anopara os valores a serem repassados para os geradores que obtiveram empréstimos do BNDES.O ICMS incidente sobre o saldo da RTE, correspondente às receitas a serem faturadas, o qual é estimado emR$146.357 em 30 de setembro de 2006 (R$161.288 em 30 de junho de 2006), somente é devido por ocasião daemissão da respectiva fatura de energia elétrica aos consumidores. A Companhia, neste sentido, atua como merarepassadora do referido tributo entre os consumidores e a Receita Estadual e, portanto, não efetuou o registroantecipado da referida obrigação.Provisão para perdasConforme Resolução Normativa nº 1 da ANEEL, de 12 de janeiro de 2004, a RTE da Cemig Distribuição teve seuprazo de duração máximo alterado de 82 para 74 meses, passando a vigorar no período de janeiro de 2002 afevereiro de 2008. A Companhia elaborou estudo para verificar se o prazo estipulado de 74 meses seria suficientepara recuperação dos valores homologados pela ANEEL.Na elaboração deste estudo foram consideradas determinadas premissas, sendo as mais relevantes àquelasreferentes às projeções de reajustes tarifários, taxas de inflação, SELIC e crescimento do mercado de energia.Com base no estudo, foi estimada em R$91.813 (R$88.687 em 30 de junho de 2006) a provisão para perdas narealização dos valores da RTE em 30 de setembro de 2006.536

) Parcela “A”Os itens da Parcela “A” são definidos como sendo o somatório das diferenças, positivas ou negativas, no período de1º de janeiro a 25 de outubro de 2001, entre os valores dos custos não gerenciáveis apresentados na base decálculo para a determinação do último reajuste tarifário anual e os desembolsos efetivamente ocorridos noperíodo.Através da Resolução Normativa nº 1, de 12 de janeiro de 2004, a ANEEL definiu que os valores das variações nositens não gerenciáveis da Parcela “A” deixariam de ser incluídos no prazo limite de vigência da RTE, sendo que suarecuperação será iniciada imediatamente após o final da vigência da RTE, utilizando os mesmos mecanismos derecuperação, ou seja, o reajuste aplicado nas tarifas para compensação dos valores da RTE continuará em vigorpara compensação dos itens da Parcela “A”.Os créditos da Parcela “A” são atualizados pela variação da SELIC até o mês efetivo da sua compensação.c) Composição dos saldos da RTE e Parcela “A”30/09/2006 30/06/2006AtualizaçãoPrincipal pela SELIC Total TotalRecomposição das perdas com faturamento (1) 713.391 552.883 1.266.274 1.257.622Valores arrecadados (523.423) (405.657) (929.080) (877.537)189.968 147.226 337.194 380.085Reembolso dos gastos com energia livre dos geradores (2) 442.717 259.195 701.912 688.354Valores arrecadados (228.240) (133.626) (361.866) (334.602)214.477 125.569 340.046 353.752( - ) Provisão para Perdas na Realização dos itens da RTE (51.725) (40.088) (91.813) (88.687)Total da RTE 352.720 232.707 585.427 645.150Compensação dos itens da Parcela “A” (3) 245.299 367.855 613.154 592.670Total da RTE e da Parcela “A” 598.019 600.562 1.198.581 1.237.820Ativo Circulante 304.476 294.177Realizável a Longo Prazo 894.105 943.643Os valores da RTE a serem repassados aos geradores referentes à energia livre, registrados no Passivo, na contade Fornecedores, são como segue:30/09/2006 30/06/2006AtualizaçãoPrincipal pela SELIC Total TotalValores a serem repassados aos geradores (2) 419.229 250.957 670.186 658.025( - ) Repasses realizados (204.418) (122.367) (326.785) (301.031)214.811 128.590 343.401 356.994Passivo Circulante 104.054 108.478Passivo Não Circulante 239.347 248.516(1) Valores homologados através das Resoluções ANEEL nºs 480 e 481 de 2002 e 001 de 2004.(2) Valores homologados através das Resoluções ANEEL nºs 001 e 045 de 2004.(3) Valores homologados através das Resoluções ANEEL nºs 482 de 2002 e 001 de 2004.7) - DESPESAS ANTECIPADAS - CVAO saldo da Conta de Compensação de Variação de Itens da Parcela “A” - CVA refere-se às variações positivas enegativas entre a estimativa de custos não gerenciáveis da Companhia utilizados para definição do reajustetarifário, e os pagamentos efetivamente ocorridos. As variações apuradas são compensadas nos reajustestarifários subseqüentes.537

Saldo em Valores Amortização Atualização Saldo em30/06/2006 Diferidos (1) (2) Monetária (3) 30/09/2006Energia Comprada para Revenda (244) (16.560) (22.472) (1.280) (40.556)Quota para a Conta de Consumo de Combustível - CCC 22.141 (19.759) 5.506 1.212 9.100Encargo de Serviço do Sistema - ESS 91.135 2.790 (9.620) 3.114 87.419Tarifa de Transporte de Energia Elétrica de Itaipu 14.640 (1.512) (2.070) 484 11.542Tarifa de Uso das Instalações de Transmissão Integrantesda Rede Básica (15.807) (26.227) 11.889 (596) (30.741)Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos 28.808 - (552) 1.009 29.265Quota de Recolhimento à Conta de DesenvolvimentoEnergético - CDE 30.222 - (901) 1.055 30.376Programa de Incentivo às Fontes Alternativas deEnergia Elétrica - PROINFA 14.231 - (3.575) 463 11.119185.126 (61.268) (21.795) 5.461 107.52430/09/2006 30/06/2006Ativo Circulante 559.131 506.017Ativo Realizável Longo Prazo 18.271 56.411Passivo Circulante (436.963) (327.999)Passivo Não Circulante (32.915) (49.303)Valores Líquidos 107.524 185.126( 1 ) Refere-se à parcela dos custos não controláveis em valores superiores/inferiores aqueles incluídos na receita,desta forma, foi excluída do resultado.( 2 ) Referem-se aos custos não controláveis que foram transferidos para o resultado em função das suas inclusõesna receita da Companhia através de reajuste tarifário.( 3 ) Refere-se à atualização pela variação da SELIC do saldo registrado.8) - TRIBUTOS COMPENSÁVEIS30/09/2006 30/06/2006CirculanteICMS a Recuperar - antecipações sobre o resultado de 2006 1.625 1.625Imposto de Renda - antecipações sobre o resultado de 2006 308.882 175.176Contribuição Social 104.625 55.100Outros 37.080 35.608452.212 267.509Não CirculanteICMS a Recuperar 187.445 172.754639.657 440.263Os créditos de Imposto de Renda e Contribuição Social referem-se basicamente à antecipações de pagamentosreferentes às obrigações a pagar do exercício de 2006.Os créditos de ICMS a recuperar, registrados no Ativo Realizável a Longo Prazo, compreendem valores advindos deaquisições de ativo imobilizado e são compensados em 48 meses, conforme Lei Complementar 102/00.538

9) - IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIALa) Créditos Tributários Diferidos:A Companhia possui créditos tributários diferidos registrados no Ativo Circulante e Realizável a Longo Prazo, deImposto de Renda, constituídos à alíquota de 25,00% e Contribuição Social, constituídos à alíquota de 9,00%,conforme segue:30/09/2006 30/06/2006Créditos Tributários sobre-Provisão para Contingências 2.758 2.221Provisão para Perdas na Realização dos Valores da RecomposiçãoTarifária Extraordinária 31.216 30.154Obrigações Pós-Emprego 35.704 35.704Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa 66.633 56.890Provisão de PASEP/COFINS - Recomposição Tarifária Extraordinária 42.463 46.528Outros 15.068 10.045193.842 181.542Ativo Circulante 90.795 71.708Realizável a Longo Prazo 103.047 109.834O Conselho de Administração, em reunião realizada no dia 20 de fevereiro de 2006, aprovou estudo técnicoelaborado pela Diretoria de Finanças, Participações e de Relações com Investidores da Cemig Distribuiçãoreferente à projeção de lucratividade futura ajustada a valor presente, que evidencia a capacidade de realizaçãodo ativo fiscal diferido em um prazo máximo de 10 anos, conforme definido na Instrução CVM nº 371. Referidoestudo foi também submetido a exame do Conselho Fiscal em 8 de março de 2006.Conforme as estimativas da Cemig Distribuição, os lucros tributáveis futuros permitem a realização do ativo fiscaldiferido, existente em 30 de setembro de 2006, conforme estimativa abaixo:30/09/2006 30/06/20062006 54.141 47.5742007 48.872 48.2672008 42.339 41.1082009 15.319 13.3702010 15.319 13.3702011 3.570 3.5702012 em diante 14.282 14.283193.842 181.542b) Conciliação da Despesa com Imposto de Renda e Contribuição Social:A conciliação da despesa nominal de Imposto de Renda (alíquota de 25%) e da Contribuição Social (alíquota de9%) com a despesa efetiva apresentada na demonstração de resultado é como segue:30/09/2006 30/09/2005Lucro Antes do Imposto de Renda e Contribuição Social 648.400 1.221.188Imposto de Renda e Contribuição Social - Despesa Nominal (220.456) (415.204)Efeitos Fiscais Incidentes sobre:Incentivos Fiscais 3.354 2.104Contribuições e Doações Indedutíveis (4.012) (2.910)Créditos Fiscais não Reconhecidos (757) (1.376)Outros (188) (154)Imposto de Renda e Contribuição Social - Despesa Efetiva (222.059) (417.540)539

10) - REAJUSTE TARIFÁRIO DIFERIDOA ANEEL, através da Resolução Homologatória nº 71 publicada de forma retroativa a 4 de abril de 2004, definiu osresultados da revisão tarifária periódica da Companhia.A revisão tarifária periódica compreende o reposicionamento das tarifas de fornecimento de energia elétrica emnível compatível com a preservação do equilíbrio econômico-financeiro do contrato de concessão, proporcionandoreceita suficiente para a cobertura de custos operacionais eficientes e a remuneração adequada dosinvestimentos.O reajuste médio aplicado às tarifas em 8 de abril de 2003, em caráter provisório, foi de 31,53%. Entretanto,conforme descrito na resolução mencionada, o reposicionamento tarifário definitivo deveria ter sido de 44,41%.A diferença percentual de 12,88% será compensada através de um acréscimo de R$301.334, a valores de abril de2003, em cada um dos reajustes tarifários previstos para ocorrerem de 2004 a 2007, cumulativamente.O reajuste aplicado às tarifas que passaram a vigorar em 8 de abril de 2004 incluiu um percentual adicional de2,91%, que corresponde a R$159.388. Como o valor da 1ª parcela deveria ter sido de R$301.334, a diferença deR$141.946 será compensada nos reajustes tarifários de 2005 a 2007.A diferença entre o reposicionamento tarifário ao qual a Companhia tem direito e a tarifa efetivamente cobrada dosconsumidores foi reconhecida como um ativo regulatório.Os valores referentes ao reajuste tarifário diferido são atualizados monetariamente pelo IGP-M acrescidos de jurosde 11,26% a.a..30/09/2006 30/06/2006Reajuste Tarifário Diferido - Desde 08/04/2003 949.612 949.612Juros (definido pela ANEEL - 11,26% a.a.) 322.746 291.716Atualização Monetária - IGP-M 121.423 111.863(-) Valores Arrecadados (388.988) (258.933)1.004.793 1.094.258Ativo Circulante 698.490 605.750Realizável a Longo Prazo 306.303 488.508Adicionalmente, foram reconhecidos os impostos diferidos incidentes sobre a receita registrada, cujo saldo em30 de setembro de 2006 é de R$434.572.11) - ATIVO REGULATÓRIO - PIS-PASEP/COFINSAtravés das Leis Federais nºs 10.637 e 10.833 foram alteradas as bases de cálculo e majoração das alíquotas doPIS-PASEP/COFINS. Em função destas alterações, ocorreu um aumento nas despesas com PIS-PASEP a partir dedezembro de 2002 a março de 2005 e nas despesas com COFINS a partir de fevereiro de 2004 a junho de 2005.Desta forma, a Companhia registrou, de acordo com critério definido pela ANEEL, os créditos como um AtivoRegulatório e em contrapartida reduziu a despesa com PIS-PASEP/COFINS.Parte do ativo regulatório, no montante de R$155.619, está sendo ressarcida através das tarifas em 3 anos,contados a partir de 8 de abril de 2005. No 2º trimestre de 2006, a ANEEL autorizou um ressarcimento adicionalatravés dos reajustes tarifários em 8 de abril de 2006 e 2007, correspondente a duas parcelas de R$104.328.540

12) - IMOBILIZADO30/09/2006 30/06/2006Custo Depreciação Valor ValorHistórico Acumulada Líquido LíquidoEm Serviço 7.960.582 (3.807.033) 4.153.549 4.145.347- Distribuição 7.648.726 (3.595.175) 4.053.551 4.043.435Intangíveis 8.354 (488) 7.866 7.455Terrenos 16.273 - 16.273 15.790Edificações, Obras Civis e Benfeitorias 223.210 (106.381) 116.829 119.272Máquinas e Equipamentos 7.357.880 (3.458.921) 3.898.959 3.886.540Veículos 32.576 (19.189) 13.387 14.130Móveis e Utensílios 10.433 (10.196) 237 248- Administração 311.856 (211.858) 99.998 101.912Intangíveis 67.531 (40.733) 26.798 26.218Terrenos 1.510 - 1.510 1.145Edificações, Obras Civis e Benfeitorias 42.841 (23.343) 19.498 19.888Máquinas e Equipamentos 150.128 (101.235) 48.893 50.865Veículos 30.695 (27.949) 2.746 3.218Móveis e Utensílios 19.151 (18.598) 553 578Em Curso 1.507.463 - 1.507.463 1.270.802- Distribuição 1.422.791 - 1.422.791 1.183.687- Administração 84.672 - 84.672 87.115Total do Imobilizado 9.468.045 (3.807.033) 5.661.012 5.416.149Obrigações Especiais Vinculadas à Concessão (2.048.278) (1.990.042)Imobilizado Líquido 3.612.734 3.426.107As Obrigações Especiais referem-se basicamente a contribuições de consumidores para execução deempreendimentos necessários ao atendimento de pedidos de fornecimento de energia elétrica, sendo que aeventual liquidação destas obrigações depende de disposição da ANEEL, no término das concessões deDistribuição, mediante redução do valor residual do Ativo Imobilizado para fins de determinação do valor que oPoder Concedente pagará à Concessionária. Conforme práticas contábeis e regulamentação específicas do setorelétrico brasileiro, os referidos valores não são atualizados ou sujeitos a amortização ou depreciação.Encontra-se registrado no imobilizado em curso aproximadamente R$1.071 milhões referente ao Programa Luzpara Todos.13) - FORNECEDORES30/09/2006 30/06/2006CirculanteSuprimento de Energia Elétrica -Eletrobrás - Energia de Itaipu 194.848 166.231Furnas 66.631 63.706CCEE/MAE 9.010 7.134Repasse aos Geradores 104.054 108.478Outros Geradores e Distribuidores 139.655 127.719514.198 473.268Materiais e Serviços 129.205 122.249643.403 595.517Não CirculanteSuprimento de Energia Elétrica -Repasse aos Geradores e outros 239.347 248.516882.750 844.033541

14) - IMPOSTOS, TAXAS E CONTRIBUIÇÕES30/09/2006 30/06/2006CirculanteImposto de Renda 290.735 184.599Contribuição Social 105.618 66.153ICMS 211.549 192.943COFINS 27.859 27.558PASEP 9.691 9.624INSS 9.561 9.028Outros 7.595 8.141662.608 498.046Obrigações diferidasImposto de Renda 262.346 237.566Contribuição Social 94.444 85.523COFINS 68.317 60.784PASEP 14.832 13.196439.939 397.0691.102.547 895.115Não CirculanteObrigações diferidasImposto de Renda 160.449 228.195Contribuição Social 57.762 82.150COFINS 34.295 51.653PASEP 7.446 11.214259.952 373.212As obrigações diferidas são referentes aos ativos e passivos vinculados ao Acordo Geral do Setor Elétrico e outrasquestões regulatórias, as quais são devidas à medida da realização desses ativos e passivos.542

15) - EMPRÉSTIMOS E FINANCIAMENTOS30/09/2006 30/06/2006Vencimento Encargos FinanceirosNãoFINANCIADORES Principal anuais (%) Moedas Circulante Circulante Total TotalMOEDA ESTRANGEIRAABN AMRO Bank - N. 2013 6,00 US$ 1.739 108.710 110.449 108.287ABN AMRO Real S.A. 2009 6,35 US$ 3.721 8.538 12.259 12.041ABN AMRO Real S.A. 2009 6,35 US$ 10.163 23.318 33.481 32.887ABN AMRO Real S.A. 2009 6,35 US$ 3.270 7.551 10.821 10.628Banco do Brasil S.A. -Bônus Diversos (1) 2024 Diversas US$ 18.647 125.949 144.596 137.151B.N.P. - Paribas 2010 Libor + 1,875 US$ 1.005 26.637 27.642 26.956KFW 2016 4,50 EURO 2.034 17.278 19.312 19.171UNIBANCO S.A 2007 6,50 US$ 1.757 98.278 100.035 97.955UNIBANCO S.A 2009 5,50 US$ 93 4.432 4.525 4.442UNIBANCO S.A 2009 5,00 US$ 189 11.050 11.239 11.046Toshiba Isolador de Disco 2007 Libor + 4,00 US$ 40 - 40 59Banco Safra 2007 12,25 US$ 977 - 977 945Outros 2007 Diversas Diversas 822 205 1.027 1.252Dívida em Moeda Estrangeira 44.457 431.946 476.403 462.820MOEDA NACIONALBanco Credit SuisseFirst Boston S.A. 2006 100,00 do CDI R$ 22.981 - 22.981 22.993Banco do Brasil S.A 2009 111,00 do CDI R$ 8.844 56.178 65.022 62.576Banco do Brasil S.A 2013 CDI + 1,70 R$ 708 20.001 20.709 21.286Banco do Brasil S.A 2013 107,60 do CDI R$ 6.230 96.000 102.230 98.500Banco do Brasil S.A 2006 103,00 do CDI R$ 307.682 - 307.682 -Banco Itaú - BBA 2008 IGP-M + 10,48 R$ 4.878 162.551 167.429 161.899Banco Itaú - BBA 2013 CDI + 1,70 R$ 7.237 132.434 139.671 140.402Banco Itaú - BBA 2014 CDI + 1,70 R$ 448 3.473 3.921 3.772Banco Votorantim S.A. 2010 113,50 do CDI R$ 1.192 29.248 30.440 29.269Banco Votorantim S.A. 2013 CDI + 1,70 R$ 2.705 98.214 100.919 99.918Bradesco S.A. 2013 CDI + 1,70 R$ 15.042 240.869 255.911 249.074Obrigações com Debêntures 2014 IGP-M + 10,50 R$ 8.611 254.461 263.072 254.298ELETROBRÁS 2008 FINEL + 8,50 R$ 5.111 6.703 11.814 12.548ELETROBRÁS 2023 UFIR + 6,00 a 8,00 R$ 36.556 164.839 201.395 173.460Grandes Consumidores 2011 Diversas R$ 2.896 2.065 4.961 5.065Grandes Consumidores 2007 IGPM+6,00 R$ 2.220 244 2.464 2.411Santander do Brasil S.A. 2013 CDI + 1,70 R$ 1.908 49.958 51.866 50.284UNIBANCO S.A. 2013 CDI + 1,70 R$ 9.584 130.224 139.808 140.953Banco WestLB do Brasil 2008 IGPM +10,48 R$ 1.223 40.638 41.861 40.476HSBC Bank Brasil S.A 2008 CDI + 2,00 R$ 1.762 10.440 12.202 11.729Outros 2010 Diversas R$ 12.805 10.479 23.284 24.618Dívida em Moeda Nacional 460.623 1.509.019 1.969.642 1.605.531Total Geral 505.080 1.940.965 2.446.045 2.068.351(1) As taxas de juros variam: 2,00 a 8,00 % ao ano;libor semestral mais spread de 0,81 a 0,88 % ao ano.543

A distribuição anual da amortização das dívidas de longo prazo, é a seguinte:30/09/2006 30/06/20062007 126.374 134.3812008 287.523 282.3402009 133.791 130.4922010 263.100 259.7162011 228.497 225.1372012 222.304 218.959De 2013 em diante 679.376 661.2781.940.965 1.912.303As principais moedas e indexadores utilizados para atualização monetária dos empréstimos e financiamentostiveram as seguintes variações:Variação noVariação notrimestre Variação trimestre Variaçãofindo em acumulada findo em acumuladaMoedas 30/09/2006 em 2006 Indexadores 30/09/2006 em 2006% % % %Dólar Norte-Americano 0,46 (7,11) IGP-M 0,84 2,26Euro (0,38) (0,42) FINEL 0,17 0,45CDI (6,59) (21,18)A movimentação dos empréstimos e financiamentos é como segue:Saldo em 30 de junho de 2006 2.068.351Financiamentos obtidos 332.179Variação monetária e cambial 9.757Encargos financeiros provisionados 68.620Encargos financeiros pagos (24.609)Amortização de financiamentos (8.253)Saldo em 30 de setembro de 2006 2.446.045Emissão de células de crédito bancárioA Cemig Distribuição S.A emitiu, em 24 de outubro de 2006, 6(seis) Cédulas de Crédito Bancário em favor doBanco do Brasil S.A, no valor total de R$300.000, com vencimento em 3 parcelas anuais, iguais e consecutivas em2012, 2013 e 2014, com juros correspondentes à taxa de 104,1% da taxa média diária dos depósitosinterfinanceiros denominada "Taxa DI over extra-grupo", expressa na forma percentual ao ano, base 252 diasúteis, calculada e divulgada diariamente pela CETIP. Essas Cédulas visam à liquidação do saldo devedor relativo àsnotas promissórias emitidas pela Cemig Distribuição S.A em 26 de julho de 2006, com vencimento em 24 deoutubro de 2006, no montante total de R$300.000 e são garantidas por aval da Companhia Energética de MinasGerais - CEMIG.16) - ENCARGOS REGULATÓRIOS30/09/2006 30/06/2006Reserva Global de Reversão - RGR 3.388 3.384Quota para Conta de Consumo de Combustível - CCC 34.087 28.811Conta de Desenvolvimento Energético - CDE 24.252 24.252Empréstimo Compulsório - Eletrobrás 1.207 1.206Taxa de Fiscalização da ANEEL 1.832 1.832Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico Tecnológico 18.889 17.542Eficiência Energética 130.088 122.652Pesquisa e Desenvolvimento 48.983 43.076Pesquisa Expansão Sistema. Energético 13.623 11.383276.349 254.138544

17) - OBRIGAÇÕES PÓS-EMPREGOA Companhia é uma das patrocinadoras da Fundação Forluminas de Seguridade Social - FORLUZ, pessoa jurídicasem fins lucrativos, com o objetivo de propiciar aos seus associados e participantes e aos seus dependentes ebeneficiários uma renda pecuniária de suplementação de aposentadoria e pensão, em conformidade ao planoprevidenciário a que estiverem vinculados.A partir de 1º de janeiro de 2005, com a desverticalização da CEMIG, os planos de previdência da FORLUZpassaram a ser patrocinados pela Cemig Distribuição através de uma participação percentual nos ativos eobrigações do plano, no percentual de 72,45%, determinado em função da alocação dos empregados naCompanhia em dezembro de 2004.A Cemig Distribuição mantém ainda, de modo independente aos planos disponibilizados pela FORLUZ,pagamentos de parte do prêmio de seguro de vida para os aposentados e contribui para um plano de saúde para osempregados, aposentados e dependentes, administrado pela FORLUZ.Amortização das Obrigações AtuariaisParte da obrigação atuarial com benefícios pós-emprego no montante de R$971.455 em 30 de setembro de 2006(R$991.636 em 30 de junho de 2006), foi reconhecida como obrigação a pagar pela Companhia e está sendoamortizada até junho de 2024, através de prestações mensais calculadas pelo sistema de prestações constantes(Tabela Price). Parte dos valores é reajustada anualmente com base no indexador atuarial do Plano de BenefícioDefinido (índice de reajuste salarial dos empregados da Cemig Distribuição, excluindo produtividade) e para oPlano Saldado, o reajuste se dá pelo IPCA do IPEAD, acrescido de 6% ao ano.Os superávits técnicos que a FORLUZ venha a apresentar pelo período de três anos consecutivos poderão serutilizados para a redução de parte das obrigações a pagar reconhecidas pela Companhia, conforme previstocontratualmente.O passivo e as despesas reconhecidas pela Companhia em conexão com o Plano de Suplementação deAposentadoria, Plano de saúde e Seguro de Vida são ajustados de acordo com os termos da deliberação CVM nº371 e laudo preparado por atuários independentes. A última avaliação atuarial foi elaborada sobre a data base de31 de dezembro de 2005.As movimentações ocorridas no passivo líquido são as seguintes:Planos de Pensãoe Suplementação Plano Segurode Aposentadoria de Saúde de VidaPassivo Líquido em 30 de junho de 2006 566.281 192.663 259.394Despesa Reconhecida no Resultado 10.531 10.046 6.581Contribuições Pagas (36.249) (3.520) (1.575)Passivo Líquido em 30 de setembro de 2006 540.563 199.189 264.400Passivo Circulante 91.025 - -Passivo Não Circulante 449.538 199.189 264.40018) - PROVISÕES PARA CONTINGÊNCIASA Companhia constitui provisão para contingências das ações cuja expectativa de perda seja consideradaprovável. Desta forma, encontra-se provisionado, em 30 de setembro de 2006 o valor de R$8.112 (R$6.531 em 30de junho de 2006) referente às contingências trabalhistas.Desde 2002 a Companhia recebe uma subvenção da Eletrobrás em função do desconto nas tarifas dosconsumidores de baixa renda. A Companhia foi autuada pela Secretaria da Receita Federal do Estado de MinasGerais, que considera que a subvenção recebida deve ser incluída na base de cálculo do ICMS. A potencial perdanessa ação é de R$75.880. Nenhuma provisão foi constituída para fazer face a essa disputa, uma vez que aCompanhia acredita ter argumentos de mérito para defesa contra esta demanda. A expectativa de perda nestaação é considerada como possível.545

A CEMIG, controladora da Cemig Distribuição, discute em juízo ações para as quais considera ser possível ouremoto o risco de perda. Um eventual desfecho negativo nessas causas pode vir a impactar os negócios da CemigDistribuição. As principais causas que têm esta característica estão descritas a seguir:Diversos consumidores e o promotor público do Estado de Minas Gerais impetraram ações cíveis contra a CEMIGcontestando reajustes tarifários aplicados em exercícios anteriores, incluindo recomposição tarifáriaextraordinária e índice inflacionário utilizado para aumentar a tarifa de energia elétrica em abril de 2003 esolicitando o reembolso em dobro dos montantes que venham a ser considerados como cobrados erroneamentepela Companhia. A Companhia acredita ter argumentos de mérito para defesa judicial e, portanto, não constituiuprovisão para estas ações.A Companhia é ré em processos questionando os critérios de medição dos valores a serem cobrados referente acontribuição de iluminação pública, no valor total de R$284.138. A Companhia acredita ter argumentos de méritopara defesa judicial e, portanto, não constituiu provisão para esta ação. A expectativa de perda nesta ação éconsiderada possível.Obrigações previdenciárias e Fiscais - Indenização do AnuênioConforme divulgado na nota explicativa nº 23, A Cemig Distribuição pagou uma indenização aos empregados noexercício de 2006, no montante de R$127.272, em troca do direito referente aos anuênios futuros que seriamincorporados aos salários. A Companhia não efetuou os recolhimentos de Imposto de Renda e ContribuiçãoPrevidenciária sobre este valor por considerar que essas obrigações não são incidentes sobre verbasindenizatórias. Entretanto, para evitar o risco de uma eventual multa no futuro em função de uma interpretaçãodivergente da Receita Federal e INSS, a Companhia decidiu impetrar um mandato de segurança que permitiu odepósito judicial no valor das potenciais obrigações sobre esta verba, no montante de R$41.539. Nenhumaprovisão foi constituída para eventuais perdas com este assunto visto que a Companhia considera o risco de perdanesta ação como possível.19) - PATRIMÔNIO LÍQUIDOO capital Social da Cemig Distribuição é de R$2.261.998, representado por 2.261.997.787 ações ordináriasnominativas, sem valor nominal, de propriedade integral da CEMIG.Mutação do Patrimônio Líquido:Saldo em 30 de junho de 2006 2.589.598Juros sobre Capital Próprio (60.454)Lucro Líquido do Trimestre 208.701Saldo em 30 de setembro de 2006 2.737.845546

20) - FORNECIMENTO BRUTO DE ENERGIA ELÉTRICAA composição do fornecimento de energia elétrica, por classe de consumidores, é a seguinte:(Não revisado pelos auditores independentes)Nº de Consumidores MWh R$30/09/2006 30/09/2005 30/09/2006 30/09/2005 30/09/2006 30/09/2005Residencial 5.022.512 4.905.831 4.962.046 4.927.351 2.541.048 2.291.627Industrial 70.053 68.843 3.617.649 4.113.286 989.730 1.087.241Comércio, Serviços e Outros 545.145 536.182 2.858.595 2.785.454 1.241.628 1.120.834Rural 470.170 407.675 1.461.706 1.412.153 392.748 347.563Poder Público 49.065 47.158 441.860 420.178 184.922 161.319Iluminação Pública 2.436 2.201 787.298 763.170 200.226 183.962Serviço Público 7.596 7.376 760.330 731.763 194.855 172.985Sub-Total 6.166.977 5.975.266 14.889.484 15.153.355 5.745.157 5.365.531Consumo Próprio 775 771 21.913 21.389 - -Subvenção para Consumidores de Baixa Renda - - - - 94.218 72.635Fornecimento não Faturado, Líquido - - - - 47.328 (72.437)6.167.752 5.976.037 14.911.397 15.174.744 5.886.703 5.365.729Suprimento a Outras Concessionárias - 4 - 68.883 - 24.071Transações com energia na CCEE/MAE - - - - 29.418 20.402Total 6.167.752 5.976.041 14.911.397 15.243.627 5.916.121 5.410.202O Governo Federal, através das Centrais Elétricas Brasileiras - “ELETROBRÁS”, reembolsa as distribuidoras pelasperdas de receita verificadas em função dos critérios adotados a partir de 2002 para classificação dosconsumidores na Subclasse Residencial Baixa Renda, tendo em vista a tarifa mais baixa aplicada em suas contasde energia elétrica. Os valores a receber da ELETROBRÁS encontram-se registrados na rubrica “Programas SociaisGovernamentais” nos Outros Ativos Circulantes.21) - RECEITA DE USO DA REDEA partir de janeiro de 2005, parcela representativa dos grandes consumidores industriais passaram à condição de“livres”, com a venda de energia para estes consumidores através da Cemig Geração e Transmissão S.A. Destaforma, os encargos referentes ao uso da rede de distribuição (“TUSD”) desses consumidores livres passaram a sercobrados separadamente pela Cemig Distribuição, com o registro na rubrica de “Receita de uso da rede”.22) - DEDUÇÕES À RECEITA OPERACIONAL30/09/2006 30/09/2005ICMS 1.461.809 1.408.364COFINS 582.148 466.291Reserva Global de Reversão - RGR (868) 29.752PIS-PASEP 131.293 104.983Encargo de Capacidade Emergencial 5.919 139.881Outros 250 1272.180.551 2.149.398A Cemig Distribuição recolhe o ICMS incidente sobre a RTE em conformidade ao faturamento dos valores na contade energia elétrica.A redução nos valores provisionados de RGR em 2006 deve-se ao ajuste na provisão referente ao exercício de2004, no montante de R$28.048, em função da homologação pela ANEEL da referida despesa em um montanteinferior ao estimado pela Companhia.A partir de dezembro de 2005, em atendimento às determinações da Resolução Normativa nº 204 da ANEEL, de22 de dezembro de 2005, os encargos de capacidade emergencial não são mais cobrados. A despesa de R$5.919em 2006 deve-se a faturamentos retroativos a 2005.547

23) - CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS30/09/2006 30/09/2005Pessoal 586.810 444.903Participações dos Empregados 43.261 45.157Obrigações Pós-Emprego 81.473 83.392Materiais 43.685 52.106Serviços de Terceiros 233.210 210.236Energia Elétrica Comprada para Revenda 1.544.118 1.399.458Depreciação e Amortização 275.566 270.729Provisões Operacionais 90.517 112.521Quota para a Conta de Consumo de Combustível - CCC 304.119 283.281Encargos de Uso da Rede Básica de Transmissão 421.704 420.278Conta de Desenvolvimento Energético - CDE 204.523 207.041Eficiência Energética e Pesquisa e Desenvolvimento 50.738 11.948PROINFA 27.527 -Outras Despesas Líquidas 101.987 130.5144.009.238 3.671.564a) DESPESAS COM PESSOAL 30/09/2006 30/09/2005Remunerações e Encargos 451.704 413.386Contribuições para Suplementação de Aposentadoria - Plano de Contribuição Definida 28.869 27.260Benefícios Assistenciais 60.832 41.019541.405 481.665( - ) Custos com Pessoal Transferidos para Obras em Andamento (81.867) (38.148)459.538 443.517Indenização do Anuênio 127.272 -Programa de Desligamento Incentivado - PDI - 1.386586.810 444.903Em 27 de abril de 2006, a Companhia apresentou proposta aos empregados de indenização em troca do direitofuturo referente ao percentual de 1,00% incorporado anualmente aos salários (“anuênio”). O valor da indenizaçãocorresponde à estimativa dos anuênios futuros dos empregados até completarem 35 anos de contribuição aoINSS, descontada a uma taxa anual de 12,00%, sendo então aplicado um redutor percentual variável estabelecidopela Companhia. A adesão dos empregados foi concluída em 30 de junho de 2006 e o pagamento da indenização,no valor de R$127.272, foi realizado no período de junho a agosto de 2006.b) SERVIÇOS DE TERCEIROS 30/09/2006 30/09/2005Agentes Arrecadadores/Leitura de Medidores/Entrega de Contas 65.914 61.800Comunicação 29.461 26.383Manutenção e Conservação de Instalações e Equipamentos Elétricos 38.251 32.872Conservação e Limpeza de Prédios 10.889 10.913Mão de Obra Contratada 12.000 7.281Fretes e Passagens 3.189 2.647Hospedagem e Alimentação 8.064 7.459Vigilância 3.234 3.297Consultoria 5.770 3.753Manutenção/Conservação de Móveis Utensílios 11.450 8.103Manutenção e Conservação de Veículos 9.022 9.458Corte e Religação 14.607 11.578Outros 21.359 24.692233.210 210.236548

c) ENERGIA ELÉTRICA COMPRADA PARA REVENDA 30/09/2006 30/09/2005Energia de Itaipu Binacional 716.550 617.886Energia de curto prazo 38.107 66.961Contratos Bilaterais 106.447 -Contratos Iniciais 43.518 477.602Energia Comprada em Leilão 629.727 228.344Outros 9.769 8.6651.544.118 1.399.458d) PROVISÕES OPERACIONAIS 30/09/2006 30/09/2005Prêmio de Aposentadoria 2.225 4.339Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa 83.065 83.810Contingências Trabalhistas 5.227 1.161Outras - 23.21190.517 112.52124) - RECEITAS (DESPESAS) FINANCEIRAS30/09/2006 30/09/2005RECEITAS FINANCEIRASRenda de Aplicação Financeira 49.137 51.111Acréscimos Moratórios de Contas de Energia 102.282 47.928Variação Monetária da CVA 59.291 95.152Variação Monetária - Acordo Geral do Setor Elétrico 153.885 207.230Variação Monetária - Reajuste Tarifário Diferido 145.954 184.954Variações Cambiais 53.839 128.957PASEP e COFINS (17.366) (22.876)Ganhos com Instrumentos Financeiros (nota nº26) 698 396Outras 33.930 19.484581.650 712.336DESPESAS FINANCEIRASEncargos de Empréstimos e Financiamentos (203.136) (156.546)Variação Monetária - Acordo Geral do Setor Elétrico (50.879) (70.306)Variação Monetária da CVA (42.366) (30.449)Variações Cambiais - (13.740)Variação Monetária - Empréstimos e Financiamentos (10.637) (2.513)C.P.M.F. (34.410) (30.472)Perdas com Instrumentos Financeiros (nota nº26) (64.614) (89.247)Provisão para Perdas na Recuperação dos Valores da RecomposiçãoTarifária Extraordinária (9.528) -Outras (20.576) (51.181)(436.146) (444.454)Juros sobre Capital Próprio (126.265) (107.000)RESULTADO FINANCEIRO LÍQUIDO 19.239 160.882As despesas com PASEP e COFINS são incidentes sobre as receitas financeiras dos ativos regulatórios.549

25) - TRANSAÇÕES COM PARTES RELACIONADASOs principais saldos e transações com partes relacionadas da Cemig Distribuição são como segue:ATIVO PASSIVO RECEITA DESPESAEMPRESAS 30/09/2006 30/06/2006 30/09/2006 30/06/2006 30/09/2006 30/09/2005 30/09/2006 30/09/2005CEMIGJuros sobre Capital Próprioe Dividendos - - 472.876 677.251 - - (126.265) (107.000)Outros 6.156 7.974 10.767 8.937 - - - -Cemig Geração eTransmissão S.A.Energia Elétrica Compradapara Revenda - - - - - - (48.160) (350.840)Outros 22 22 1.286 1.267 - - - -Governo do Estadode Minas GeraisConsumidores e Revendedores 2.127 2.170 - - 42.749 37.169 - -Tributos - ICMS 1.625 1.625 211.549 192.943 (1.461.809) (1.408.364) - -Tributos Compensáveis ICMS 187.445 172.754 - - - - - -Consumidores e Revendedores-Não Circulante 38.468 40.392 - - - - - -FORLUZObrigações Pós-Emprego - Circulante - - 91.025 89.558 - - (81.473) (83.392)Obrigações Pós-Emprego - Não Circulante - - 913.127 928.780 - - - -Despesa com pessoal - - - - - - (28.869) (27.260)Custeio Administrativo - - - - - - (1.394) (4.736)Outros - - 10.789 10.377 - - - -OUTROS 6.406 6.403 - - - - - -Vide maiores informações referentes às principais transações realizadas nas Notas Explicativas 4, 8, 14, 17, 20, 22e 23.26) - INSTRUMENTOS FINANCEIROSOs instrumentos financeiros da Cemig Distribuição estão restritos a Disponibilidades, Consumidores eRevendedores, Empréstimos e Financiamentos, Obrigações com Debêntures e “swaps” de moedas, sendo osganhos e perdas obtidos nas operações integralmente registrados de acordo com o regime de competência.Os instrumentos derivativos contratados pela Companhia têm o propósito de proteger as suas operações contra osriscos decorrentes de variação cambial e não são utilizados para fins especulativos.Os valores do principal das operações com derivativos não são registrados no balanço patrimonial, visto que sãoreferentes a operações que não envolvem o trânsito de caixa integral, mas somente dos ganhos ou perdasauferidos ou incorridos. Os resultados líquidos realizados e não realizados nestas operações acumulavam perdas,de janeiro a setembro de 2006 e 2005, no montante de R$63.916 e R$88.851, respectivamente, registrados noresultado financeiro.O reconhecimento do resultado líquido não realizado nas operações com instrumentos derivativos é feito peloregime de competência de exercícios, o que pode gerar diferenças quando comparado com o valor estimado demercado de tais instrumentos. Esta diferença decorre do fato do valor de mercado compreender o reconhecimentoa valor presente dos ganhos ou perdas futuros a serem incorridos nas operações, de acordo com a expectativa domercado no momento em que o valor de mercado é apurado.550

O quadro abaixo apresenta os instrumentos derivativos contratados pela Companhia, os ganhos/(perdas) nãorealizados, registrados, e a respectiva estimativa do valor de mercado destes instrumentos em 30 de setembro de2006:Ganho (Perda) não realizadoDireito da Obrigação da Período de Valor principal Valor Valor EstimadoCemig Distribuição Cemig Distribuição Vencimento contratado - milhares Contábil de MercadoUS$ R$ Devariação cambial + taxa 100% do CDI + taxa 11/2006(6,20% a.a. a 7,14% a.a.) (2,00% a.a. a 3,01% a.a.) até 06/2013 US$118.609 (128.392) (132.762)R$ ou US$R$ 60% do CDI ou variação Em100% do CDI cambial (o que for maior) 10/2006 (US$8.020) 2 2(128.390) (132.760)551

27) - DEMONSTRAÇÃO DO FLUXO DE CAIXAAs demonstrações do Fluxo de Caixa para os períodos de nove meses findos em 30 de setembro de 2006 e 2005foram preparadas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e são apresentadas com o propósito depermitir análises adicionais pelos usuários dessas Informações Trimestrais.30/09/2006 30/09/2005DAS OPERAÇÕESLucro Líquido do Período 552.606 910.648Despesas (Receitas) que não afetam o Caixa -Depreciação e Amortização 275.566 270.729Baixas Líquidas de Imobilizado 9.971 9.159Juros e Variações Monetárias de Longo Prazo (127.901) (455.257)Impostos Federais Diferidos (135.177) (94.276)Provisões para Perdas Operacionais 88.292 1.161Ativo Regulatório - PIS/PASEP e COFINS - (74.708)Provisão da Recomposição Tarifária Extraordinária 9.528 -Obrigações Pós-Emprego 81.473 83.392Reajuste Tarifário Diferido - (591.010)754.358 59.838(Aumento) Redução de Ativos-Consumidores e Revendedores (267.058) (41.156)Recomposição Tarifária Extraordinária 212.049 212.479Tributos Compensáveis (403.921) (67.857)Transporte de Energia (24.497) (236.242)Fundos Vinculados 94.544 18.528Outros Ativos Circulantes 49.379 (43.934)Despesas Antecipadas - CVA 9.875 169.625Depósitos Judiciais (92.924) (6.412)Outros Realizáveis a Longo Prazo 5.954 90.431(416.599) 95.462Aumento (Redução) de Passivos-Fornecedores (73.062) 69.973Tributos e Contribuição Social 388.784 527.126Salários e Contribuições Sociais 12.075 29.755Encargos Regulatórios 55.670 36.637Empréstimos e Financiamentos (4.764) (81.902)Obrigações Pós-Emprego (127.313) (128.112)Passivo Regulatório - CVA 228.768 32.192Provisão para Perdas Instrumentos Financeiros 50.332 47.374Outros (34.906) (44.246)495.584 488.797CAIXA GERADO PELAS OPERAÇÕES 833.343 644.097ATIVIDADE DE FINANCIAMENTOFinanciamentos Obtidos 89.403 609.465Empréstimos de Curto Prazo 300.000 -Pagamentos de Empréstimos e Financiamentos (55.043) (152.547)Juros sobre Capital Próprio e Dividendos (560.930) -(226.570) 456.918TOTAL DE INGRESSO DE RECURSOS 606.773 1.101.015INVESTIMENTOSEm Investimentos (1.025) -No Imobilizado (857.640) (619.617)Obrigações Especiais - Contribuições do Consumidor 159.370 44.323(699.295) (575.294)552

30/09/2006 30/09/2005VARIAÇÃO LÍQUIDA DE CAIXA (92.522) 525.721DEMONSTRAÇÃO DA VARIAÇÃO DO CAIXANo início do período 533.261 -No fim do período 440.739 525.721(92.522) 525.72105.01 - COMENTÁRIO DO DESEMPENHO DA COMPANHIA NO TRIMESTREDESEMPENHO ECONÔMICO - FINANCEIRO(Em milhares de reais, exceto se indicado de outra forma)Lucro do PeríodoA Cemig Distribuição apresentou, no período de janeiro a setembro de 2006, um lucro líquido de R$552.606 emcomparação ao lucro líquido de R$910.648 no período de janeiro a setembro de 2005, uma redução de 39,32%.Esta redução deve-se principalmente aos seguinte fatores:- Reconhecimento da receita com reajuste tarifário diferido no montante de R$591.010 em 2005.- Aumento de 9,20% nos custos e despesas operacionais no período de janeiro a setembro de 2006 comparadoao mesmo período de 2005. Esta variação deve-se principalmente:• à transferência para o resultado do montante de R$93.265 referente a CVA de encargos de uso da rede detransmissão, conforme descrito no item “Custos e Despesas Operacionais”;• ao aumento nas despesas com pessoal, em função da provisão para indenização aos empregados pelosanuênios futuros, adquiridos pela CEMIG, no montante de R$127.272.Vide maiores comentários no item de custos e despesas operacionais.Como efeito positivo no resultado do semestre destacamos a reversão da despesa com RGR, retroativa a 2004, nomontante de R$28.048 em função da homologação pela ANEEL da referida despesa em um montante inferior aoestimado pela Companhia.EBITDAConforme pode ser verificado na tabela abaixo, o EBITDA da Companhia, ajustado pelos itens não recorrentes,apresentou um aumento de 29,03%.EBITDA - R$ mil 30/09/2006 30/09/2005 Var %Lucro Líquido 552.606 910.648 (39,32)+ Provisão IR,C.Social e IR 222.059 417.540 (46,82)+ Resultado não Operacional 21.317 23.442 (9,06)+ Resultado Financeiro (19.239) (160.882) (88,04)- Reversão de Juros s/ Capital Próprio (126.265) (107.000) 18,00+ Amortização e Depreciação 275.566 270.729 1,79= EBITDA 926.044 1.354.477 (31,63)Itens não recorrentes:- Reajuste tarifário diferido - (487.576) -+ Recomposição CVA da TUSD 93.265 - -+ Anuênio 127.272 - -- Reversão da provisão da RGR (28.048) - -= EBITDA AJUSTADO 1.118.533 866.901 29,03553

Fornecimento Bruto de Energia ElétricaA receita com fornecimento bruto de energia elétrica foi de R$5.916.121 no período de janeiro a setembro de 2006em comparação a R$5.410.202 no período de janeiro a setembro de 2005, um aumento de 9,35%.Os principais impactos na receita de 2006 decorreram dos seguintes fatores:- Reajuste médio nas tarifas de 23,88% a partir de 8 de abril de 2005 (efeito integral no resultado do exercício de2006);- Reajuste médio nas tarifas de 6,70% a partir de 8 de abril de 2006; e,- Redução de 1,74% no volume de energia faturada a consumidores finais (excluindo consumo próprio) em funçãoda migração de consumidores livres para a Cemig Geração e Transmissão.Quantidade de Energia Vendida a Consumidores Finais (MWh)(Informações não revisadas pelos auditores independentes)MWhConsumo por Classe Set/06 Set/05 Var %Residencial 4.962.046 4.927.351 0,70Industrial 3.617.649 4.113.286 (12,05)Comércio, Serviços e Outros 2.858.595 2.785.454 2,63Rural 1.461.706 1.412.153 3,51Poder Público 441.860 420.178 5,16Iluminação Pública 787.298 763.170 3,16Serviço Público 760.330 731.763 3,90Total 14.889.484 15.153.355 (1,74)Reajuste Tarifário DiferidoEm abril de 2005 foi divulgado, de forma retroativa a abril de 2003, o resultado da revisão tarifária periódica daCEMIG, implicando em um direito de recomposição nas tarifas de 44,41%.O reajuste médio aplicado às tarifas em 8 de abril de 2003 foi de 31,53%. Para compensar a CEMIG pela receita amenor faturada de abril de 2003 a abril de 2005, a ANEEL está incluindo nos reajustes tarifários de 2004 a 2007 umpercentual adicional.A diferença entre o reposicionamento tarifário ao qual a Cemig Distribuição tinha direito e a tarifa efetivamentecobrada dos consumidores de 2003 a 2005 foi reconhecida como um ativo regulatório em contrapartida aoresultado do exercício de 2005, no montante de R$591.010.Receita de uso da redeEsta receita refere-se à Tarifa de Uso dos Sistemas de Distribuição de Energia Elétrica - TUSD advinda dosencargos cobrados dos consumidores livres sobre a energia vendida por geradoras na área de concessão daCompanhia, principalmente pela Cemig Geração e Transmissão, e apresentou um crescimento de 2,43%, nomontante de R$20.971 (R$884.801 no período de janeiro a setembro de 2006 em comparação a R$863.830 noperíodo de janeiro a setembro de 2005) em função do reajuste na tarifa e do maior número de consumidores livres.Deve-se ressaltar que, em 2005, a Cemig Distribuição registrou uma receita adicional no montante de R$174.905referente ao ICMS incidente sobre a TUSD apurada de forma retroativa ao ano de 2000.Custos e despesas operacionais (excluindo resultado financeiro)Os custos e despesas operacionais (excluindo resultado financeiro) no período de janeiro a setembro de 2006foram de R$4.009.238, comparados a R$3.671.564 no período de janeiro a setembro de 2005, um aumento de9,20%. Este resultado decorre principalmente da variação das despesas com pessoal em decorrência da provisãoda indenização dos anuênios futuros dos empregados feita em setembro de 2006, no montante de R$127.272 e doaumento nos custos com energia comprada para revenda. Vide maiores informações na nota explicativa nº 23 dasdemonstrações financeiras.554

As diferenças entre os somatórios dos custos não controláveis (também denominados “CVA”) utilizados comoreferência no cálculo do reajuste tarifário e os desembolsos efetivamente realizados são compensados nosreajustes tarifários subseqüentes, sendo registrados no Ativo Circulante e Ativo Não Circulante como despesasantecipadas e Passivo Circulante e Passivo Não Circulante como encargos regulatórios. Vide maiores informaçõesna nota explicativa nº 7 das demonstrações financeiras.CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS30/09/2006 30/09/2005Valores de Despesa DespesaDespesa Valores de CVA excluídos/ efetiva efetivaoperacional CVA adicionados reconhecida reconhecidasem os incluídos ao resultado no resultado no resultadoefeitos da CVA na tarifa do período do período do período( * ) ( ** )Pessoal 586.810 - - 586.810 444.903Participações dos Empregados 43.261 - - 43.261 45.157Obrigações Pós-Emprego 81.473 - - 81.473 83.392Materiais 43.685 - - 43.685 52.106Serviços de Terceiros 233.210 - - 233.210 210.236Energia Elétrica Compradapara Revenda 1.365.475 191.945 (13.302) 1.544.118 1.399.458Depreciação e Amortização 275.566 - - 275.566 270.729Provisões Operacionais 90.517 - - 90.517 112.521Conta de Consumo deCombustível - CCC 345.670 (31.783) (9.768) 304.119 283.281Encargos de Uso da Redede Transmissão 289.905 (4.140) 135.939 421.704 420.278Conta de DesenvolvimentoEnergético - CDE 218.267 (6.448) (7.296) 204.523 207.041Eficiência Energética e Pesquisae Desenvolvimento 50.738 - - 50.738 11.948PROINFA 33.536 6.039 (12.048) 27.527 -Outras Despesas Operacionais 107.542 (5.555) - 101.987 130.514Total 3.765.655 150.058 93.525 4.009.238 3.671.564( * ) Referem-se aos custos não controláveis que compõem a CVA que foram transferidos para o resultado emfunção das suas inclusões no cálculo do reajuste tarifário da Cemig Distribuição.( ** ) Referem-se as variações dos custos não controláveis que compõem a CVA e que não foram incluídos nocálculo do reajuste tarifário da Cemig Distribuição, sendo então excluídas do resultado.As principais variações nas despesas estão descritas a seguir:PessoalA despesa com pessoal no período de janeiro a setembro de 2006 foi de R$586.810 comparados a R$444.903 noperíodo de janeiro a setembro de 2005, um aumento de 31,90%. Este resultado decorre principalmente daprovisão para indenização dos anuênios futuros dos empregados, conforme comentado anteriormente,compensado parcialmente pela maior transferência de gastos com pessoal para obras em andamento (R$81.867em setembro de 2006 comparados a R$38.148 em 2005) em função do programa Luz Para Todos. Videcomposição da despesa com pessoal na nota explicativa nº 23 das demonstrações financeiras.Energia Elétrica Comprada para RevendaA despesa com energia elétrica comprada para revenda não apresentou variação expressiva, R$1.544.118comparados a R$1.399.458 no período de janeiro a setembro de 2005, um aumento de 10,34%. Este é um custonão controlável, sendo que a despesa reconhecida no resultado corresponde ao valor efetivamente repassadopara a tarifa. Vide maiores informações na nota explicativa nº 23 das demonstrações financeiras.555

Depreciação/AmortizaçãoA despesa com depreciação e amortização não apresentou variação expressiva na comparação entre os períodos,R$275.566 de janeiro a setembro de 2006 comparados a R$270.729 de janeiro a setembro de 2005,representando uma variação de 1,79%.Obrigações Pós-EmpregoA despesa com obrigações pós-emprego no período de janeiro a setembro de 2006 foi de R$81.473 comparados aR$83.392 no período de janeiro a setembro de 2005, uma redução de 2,30%. Estas despesas representambasicamente os juros incidentes sobre as obrigações atuariais da Cemig Distribuição, líquidos do rendimentoesperado dos ativos dos planos, estimados por atuário externo. A redução na despesa decorre do maiorcrescimento dos ativos em relação às obrigações.Provisões OperacionaisAs provisões operacionais no período de janeiro a setembro de 2006 foram de R$90.517 comparados a R$112.521no período de janeiro a setembro de 2005, uma redução de 19,56%. A redução deve-se principalmente ao valor deR$23.211, registrado no terceiro trimestre de 2005, referente a crédito a receber de consumidor industrial,integralmente provisionado em função da incerteza quanto à sua realização.Conta de Consumo de Combustível - CCCA despesa com CCC no período de janeiro a setembro de 2006 foi de R$304.119 comparados a R$283.281 noperíodo de janeiro a setembro de 2005, um aumento de 7,36%. Refere-se aos custos de operação das usinastérmicas dos sistemas interligado e isolado brasileiro rateados entre os concessionários de energia elétrica atravésde Resolução da ANEEL. Este é um custo não controlável, sendo que a despesa reconhecida no resultadocorresponde ao valor efetivamente repassado para a tarifa.Encargos de Uso da Rede de TransmissãoA despesa com encargos de uso da rede de transmissão no período de janeiro a setembro de 2006 foi deR$421.704 comparados a R$420.278 no período de janeiro a setembro de 2005, um aumento de 0,34%. Estadespesa refere-se aos encargos devidos pelos agentes de distribuição e geração de energia elétrica pela utilizaçãodas instalações, componentes da rede básica, conforme definido através de Resolução pela ANEEL. Este é umcusto não controlável, sendo que a despesa reconhecida no resultado corresponde ao valor efetivamenterepassado para a tarifa.Conta de Desenvolvimento Energético - CDEA despesa com CDE no período de janeiro a setembro de 2006 foi de R$204.523 comparados a R$207.041 noperíodo de janeiro a setembro de 2005, uma redução de 1,22%. Os pagamentos são definidos através deResolução da ANEEL. Este é um custo não controlável, sendo que a despesa reconhecida no resultado correspondeao valor efetivamente repassado para a tarifa.Eficiência Energética e Pesquisa e DesenvolvimentoOs gastos com eficiência energética e pesquisa e desenvolvimento no período de janeiro a setembro de 2006foram de R$50.738 comparados a R$11.948 no período de janeiro a setembro de 2005, um aumento de 324,66%.Este aumento decorre, principalmente, dos novos critérios adotados a partir do 4º trimestre de 2005 parareconhecimento dessas despesas, com a provisão de 1,00% de sua receita líquida para aplicação em programasde eficiência energética e pesquisa e desenvolvimento.Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica - PROINFAO PROINFA, instituído pelo Decreto nº 5.025 de 30 de março de 2004, tem como objetivo aumentar a participaçãoda energia elétrica produzida por empreendimentos de Produtores Independentes Autônomos, concebidos combase em fontes eólica, pequenas centrais hidrelétricas e biomassa, no Sistema Interligado Nacional.556

Os valores são recolhidos pelas concessionárias de transmissão e de distribuição à ELETROBRÁS, administradorada Conta PROINFA, de acordo com cálculos efetuados pela mesma.A Cemig Distribuição registrou no período de janeiro a setembro de 2006, uma despesa com PROINFA nomontante R$27.527. Este é um custo não controlável, sendo que a despesa reconhecida no resultado correspondeao valor efetivamente repassado para a tarifa.Receitas (Despesas) FinanceirasO resultado financeiro de janeiro a setembro de 2006 foi uma receita financeira líquida de R$19.239 comparada auma receita financeira líquida de R$160.882 de janeiro a setembro de 2005. Os principais fatores que impactaramo resultado financeiro estão relacionados a seguir:• Receita com variação monetária e juros incidentes sobre o Reajuste Tarifário Diferido no período de janeiro asetembro de 2006 foi de R$145.954 comparados a R$184.954 de janeiro a setembro de 2005, uma redução de21,09%. No exercício anterior a Cemig Distribuição registrou uma maior receita em função da divulgação doresultado definitivo da revisão tarifária da CEMIG, o que implicou no registro de um ativo regulatóriodenominado “Reajuste Tarifário Diferido” e na atualização desse ativo de forma retroativa ao ano de 2003. Videmaiores informações na nota explicativa nº 10 das demonstrações financeiras.• Receita com variação monetária do Acordo Geral do Setor Elétrico no período de janeiro a setembro de 2006 nomontante de R$153.885 comparados a R$207.230 no período de janeiro a setembro de 2005, uma redução de25,74%. Esta redução deve-se principalmente à menor variação da SELIC, indexador dos ativos, em 2006.• Crescimento de R$54.354 na receita com acréscimo moratório em conta de energia elétrica, R$102.282 noperíodo de janeiro a setembro de 2006 em comparação a R$47.928 no período de janeiro a setembro de 2005.Esta variação decorre da receita registrada no segundo trimestre de 2006, no montante de R$48.287, referentea baixa de contas recebidas de grandes consumidores industriais relacionadas a anos anteriores, cujo valor deprincipal era consideravelmente inferior ao montante acrescido referente a encargos financeiros.• Aumento de 29,76% nos encargos com empréstimos e financiamentos em função dos critérios de rolagem dadívida da Companhia, com a substituição de vários contratos de dívida em moeda estrangeira para moedanacional, a partir do segundo semestre de 2005.• Ganhos líquidos com variações cambiais no período de janeiro a setembro de 2006, no montante de R$53.839em comparação a ganhos líquidos de R$115.217 no período de janeiro a setembro de 2005, advindosbasicamente dos empréstimos e financiamentos em moeda estrangeira. Esta variação decorre principalmenteda redução do saldo devedor em moeda estrangeira em função dos critérios de rolagem da dívida e da variaçãocambial. O real apresentou uma valorização de 7,11% frente ao dólar norte-americano no período de janeiro asetembro de 2006 em comparação a uma valorização de 16,28% no mesmo período de 2005.• Perda líquida com instrumentos financeiros utilizados em operações de hedge, no período de janeiro asetembro de 2006, no montante de R$63.916, comparada a uma perda líquida de R$88.851 no período dejaneiro a setembro de 2005. Este resultado decorre da variação cambial mencionada no item anterior. Videmaiores informações na nota explicativa nº 26 das demonstrações financeiras.• A Companhia registrou, como despesa financeira, a destinação dos juros sobre o capital próprio emsubstituição aos dividendos do exercício de 2006, no montante de R$126.265 (R$107.000 em 2005).Vide a composição das receitas e despesas financeiras na nota explicativa nº 24 das demonstrações financeiras.Imposto de Renda e Contribuição SocialA Cemig Distribuição apurou, no período de janeiro a setembro de 2006, despesas com Imposto de Renda eContribuição Social no montante de R$222.059 em relação ao lucro de R$648.400, antes dos efeitos fiscais, umpercentual de 34,25%. No período de janeiro a setembro de 2005, a Companhia apurou despesas com Imposto deRenda e Contribuição Social no montante de R$417.540 em relação ao lucro de R$1.221.188, antes dos efeitosfiscais, um percentual de 34,19%. Estas taxas efetivas estão conciliadas com as taxas nominais na nota explicativanº 9 das demonstrações financeiras.557

16.01 - OUTRAS INFORMAÇÕES QUE A COMPANHIA ENTENDA RELEVANTES- LIQUIDEZ (excluindo-se as obrigações especiais)INDICADORES FINANCEIROSItens Unidade Set/06 Jun/06 Set/05Liquidez Corrente índice 1,16 1,17 1,53Liquidez Geral índice 0,88 0,88 1,00- ENDIVIDAMENTO (excluindo-se as obrigações especiais)Itens Unidade Set/06 Jun/06 Set/05Ativo Total % 72,94 73,05 65,63Patrimônio Líquido % 269,53 271,11 190,91Ativo Permanente % 204,08 204,78 192,48- RENTABILIDADE (excluindo-se as obrigações especiais)Itens Unidade Set/06 Jun/06 Set/05Patrimônio Líquido % 25,29 15,31 42,26Imobilizado % 15,30 10,04 29,96Margem Operacional % 13,96 11,88 21,97Margem Líquida % 11,86 11,23 18,46- EFICIÊNCIAINDICADORES OPERACIONAISItens Unidade Set/06 Set/05MWh (*) / Empregado MWh 1.850 1.925Consumidores / Empregados Nº 765 755(*) Excluindo energia de curto prazo- QUALIDADE DE ATENDIMENTOItens Unidade Set/06 Set/05Tempo Médio de Atendimentoa Interrupções horas 4,93 4,75Duração Equivalente deInterrupções por Consumidor horas 9,15 8,46Freqüência Equivalente deInterrupções por Consumidor Nº 4,61 4,76TARIFA MÉDIA( R$ / MWh )Incluindo ICMSDescrição Set/06 Set/05Industrial 273,58 264,32Residencial 512,10 465,08Comercial 434,35 402,39Rural 268,69 246,12Outros 291,53 270,62Consumidores Finais 385,85 354,08558

17.01. RELATÓRIO DA REVISÃO ESPECIAL - SEM RESSALVARELATÓRIO DOS AUDITORES INDEPENDENTES SOBRE REVISÃO ESPECIALAos Acionistas e ao Conselho de Administração daCemig Distribuição S.A.Belo Horizonte - MG1. Efetuamos uma revisão especial das Informações Trimestrais (ITR's) da Cemig Distribuição S.A., referentes aotrimestre e período de nove meses findos em 30 de setembro de 2006, elaboradas sob responsabilidade de suaAdministração, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, compreendendo o balançopatrimonial, a demonstração do resultado e o relatório de desempenho.2. Nossa revisão foi efetuada de acordo com as normas específicas estabelecidas pelo Ibracon - Instituto dosAuditores Independentes do Brasil, em conjunto com o Conselho Federal de Contabilidade, e consistiu,principalmente, de: (a) indagação e discussão com os administradores responsáveis pelas áreas contábil,financeira e operacional da Companhia, quanto aos principais critérios adotados na elaboração dasInformações Trimestrais; e (b) revisão das informações e dos eventos subseqüentes que tenham ou possamvir a ter efeitos relevantes sobre a situação financeira e nas operações da Companhia.3. Baseados em nossa revisão especial, não temos conhecimento de nenhuma modificação relevante que devaser feita nas Informações Trimestrais referidas no parágrafo 1 acima, para que estas estejam de acordo com aspráticas contábeis adotadas no Brasil, aplicadas de forma condizente com as normas expedidas pela Comissãode Valores Mobiliários - CVM, especificamente aplicáveis à elaboração das Informações Trimestraisobrigatórias.4. Nossa revisão especial foi conduzida com o objetivo de emitirmos relatório sobre as informações trimestraisreferidas no parágrafo 1. A demonstração dos fluxos de caixa, referente ao período de nove meses findo em 30de setembro de 2006, que está sendo apresentada nas Informações Trimestrais para propiciar informaçõessuplementares sobre a Companhia, não é requerida pelas práticas contábeis adotadas no Brasil e como partedas Informações Trimestrais básicas. A demonstração dos fluxos de caixa foi submetida aos mesmosprocedimentos de revisão especial descritos no parágrafo 2 acima e, com base em nossa revisão, não temosconhecimento de nenhuma modificação relevante para que esta esteja apresentada de acordo com as práticascontábeis adotadas no Brasil.5. Conforme mencionado na nota explicativa n° 10 às Informações Trimestrais, em decorrência da revisãotarifária periódica prevista nos contratos de concessão das empresas distribuidoras de energia elétrica, aAgência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL fixou, em 7 de abril de 2004, em caráter provisório, oreposicionamento tarifário da Companhia em 37,86%, a ser aplicado sobre as tarifas de fornecimento deenergia elétrica retroativamente a 8 de abril de 2003. Em 7 de abril de 2005, a ANEEL alterou esse percentual,em caráter definitivo, para 44,41%. Essa alteração resultou no aumento da receita bruta no montante deR$ 591.010 mil e um aumento no lucro líquido do período de nove meses findo em 30 de setembro de 2005 deR$ 335.398 mil, líquido dos efeitos fiscais.6. O balanço patrimonial levantado em 30 de junho de 2006, apresentado para fins de comparação, foi por nósrevisado, conforme relatório de revisão especial datado de 7 de agosto de 2006, sem ressalvas e contendoparágrafo de ênfase quanto ao assunto constante do parágrafo 5 acima. A demonstração do resultadoreferente ao trimestre e período de nove meses findo em 30 de setembro de 2005 e a demonstração dos fluxosde caixa referente ao período de nove meses findo naquela data, também apresentadas para finscomparativos, foram por nós revisadas, de acordo com os procedimentos de revisão mencionados noparágrafo 2 acima e, baseados em nossa revisão especial, não temos conhecimento de nenhuma modificaçãorelevante que deva ser feita nas referidas demonstrações para que as mesmas estejam de acordo com aspráticas contábeis adotadas no Brasil, aplicadas de forma condizente com as normas expedidas pela Comissãode Valores Mobiliários - CVM, especificamente aplicáveis à elaboração das Informações Trimestraisobrigatórias. Como mencionado no parágrafo 4 acima, a demonstração dos fluxos de caixa não é requeridapelas práticas contábeis adotadas no Brasil e como parte das Informações Trimestrais básicas.Belo Horizonte, 7 de novembro de 2006DELOITTE TOUCHE TOHMATSUAuditores IndependentesCRC-2SP 011.609/O-8 S/MGGilberto GrandolphoContadorCRC-SP 139.572/O-5 S/MG559

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EMISSORACEMIG DISTRIBUIÇÃO S.A.Avenida Barbacena, 1.200,AlaA1 17º andarBelo Horizonte - MG - 30190-131COORDENADOR LÍDER DAOFERTABB BANCO DE INVESTIMENTO S.A.Rua Senador Dantas, 105, 36º andarRio de Janeiro - RJ - 20031-080CONSULTOR JURÍDICO DAOFERTASOUZA, CESCONAVEDISSIAN, BARRIEU E FLESCHADVOGADOSRua Funchal, 418, 11º andarSão Paulo - SP- 04551-060AUDITORESKPMGAUDITORES INDEPENDENTESRua Paraíba, 1.122 - 13º andar - FuncionáriosBelo Horizonte - MG - 30130-918DELOITTE TOUCHE TOHMATSUAUDITORES INDEPENDENTESRua Paraíba, 1.122 - 20º andar - SavassiBelo Horizonte - MG - 30130-14111 3231 3003winnerpublicidade.com

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