CONTRIBUIÇÃO DA CEMIG DISTRIBUIÇÃO S.A À AUDIÊNCIA PÚBLICA 040/2010 2ª ETAPA

CONTRIBUIÇÃO DA CEMIG DISTRIBUIÇÃO S.A À AUDIÊNCIA PÚBLICA 040/2010 2ª ETAPA NOTA TÉCNICA Nº 91/2011 SRE/ANEEL METODOLOGIA E CRITÉRIOS GERAIS PARA DEFINIÇÃO DA BASE DE REMUNERAÇÃO REGULATÓRIA... TERCEIRO CICLO DE REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA DAS CONCESSIONÁRIAS DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA BELO HORIZONTE, 02 DE JUNHO DE 2011

SUMÁRIO 1. INTRODUÇÃO... 3 2. BLINDAGEM DA BASE DE REMUNERAÇÃO... 4 3. DATA BASE DO LAUDO DE AVALIAÇÃO... 5 4. CAPITAL DE GIRO... 7 5. APURAÇÃO DE COM E CA... 9 6. TAXA DE RGR... 14 7. BAR BASE DE ANUIDADE REGULATÓRIA... 15 7.1. VIDA ÚTIL DOS SISTEMAS... 15 8. ANEXOS... 17 ANEXO I... 17 ANEXO II... 18 ANEXO III... 20 2

1. INTRODUÇÃO O objetivo dessa Contribuição é apresentar considerações e pleito desta concessionária quanto à avaliação e posterior reconhecimento dos ativos das concessionárias na Revisão Tarifária, bem como solicitar esclarecimentos quanto à descrição de itens específicos da Nota Técnica n 9 1/2011-SRE/ANEEL e Nota Técnica nº 95/2011-SRE/ANEEL, sendo que desta última a referência se dará somente sobre a Taxa de Remuneração dos recursos de RGR nos investimentos do Programa Luz para Todos. 3

2. BLINDAGEM DA BASE DE REMUNERAÇÃO Com o intuito de evidenciar quais valores da Base de Remuneração serão considerados na Base blindada do 2 CRTP, sugerimos inclusão do texto abaixo. Texto original 10. Sobre o tema, as áreas técnicas da ANEEL explicitaram os argumentos para propor a blindagem da base na Nota Técnica nº 268/2010-SRE/SFF/ANEEL, submetida à Audiência Pública 40/2010 e mantêm o seu entendimento de que a opção que melhor atende os objetivos que se buscam é a avaliação dos ativos incrementais, blindando-se a base já valorada no 2º CRTP. Texto sugerido 10. Sobre o tema, as áreas técnicas da ANEEL explicitaram os argumentos para propor a blindagem da base na Nota Técnica nº 268/2010-SRE/SFF/ANEEL, submetida à Audiência Pública 40/2010 e mantêm o seu entendimento de que a opção que melhor atende os objetivos que se buscam é a avaliação dos ativos incrementais, blindando-se a base já valorada no 2 CRTP. Entende-se como base blindada os valores do laudo de avaliação ajustados, as movimentações incluídas (adições, baixas, depreciação e obrigações especiais) e a respectiva atualização, aprovados no 2 CRTP. Desta forma os investimentos que não possuírem bens atrelados a eles no Laudo de Avaliação também serão considerados e terão tratamento na nova Base de Remuneração a ser constituída em 2013. 4

3. DATA BASE DO LAUDO DE AVALIAÇÃO A regra atual, que determina o prazo para considerações de obras na Base de Remuneração das Distribuidoras, está descrita no item 20 do Anexo IV da Resolução Normativa Nº 338/2008 em seu item h. A seguir destacamos o texto da Resolução. h) considera-se na data-base do laudo de avaliação as movimentações (adições, baixas e depreciação) da base blindada e base incremental ocorridas até o último dia do sexto mês anterior ao mês da revisão tarifária do segundo ciclo. Adiciona-se ao laudo de avaliação, após a sua data-base, as movimentações (adições, baixas, depreciação e obrigações especiais) ocorridas em data anterior à revisão tarifária do segundo ciclo. Para tanto, serão consideradas as informações contábeis das obras energizadas, encerradas e unitizadas até o último mês contábil fechado com o respectivo Balancete Mensal Padronizado - BMP, conforme planilha modelo disponibilizada pela ANEEL. Será considerada, ainda, a depreciação acumulada até o último mês contábil fechado, bem como haverá atualização da base de remuneração até o mês anterior a data de revisão tarifária do segundo ciclo. Com base nesta regra estabelecida no 2 CRTP e aind a em vigor, o planejamento dos investimentos considerou um montante de recursos a ser investido durante todo o ciclo tarifário de 5 anos, contemplando o período de execução e sua capitalização até mar/2013, caso da Cemig D. Tais investimentos já estão compromissados e contratados. Além disto, a Cemig D previu os investimentos do 2 CRTP segundo uma estratégia que considerou os requisitos de atendimento da expansão, melhoria da qualidade dos serviços, gestão dos negócios e combate às perdas, acompanhando o cenário projetado para o período. Dentre estes requisitos, nenhum apontava que poderia haver um período no qual os investimentos não seriam considerados para efeito de apuração da base de remuneração. Como agravante da situação acima, o cenário macroeconômico interno e externo em 2008 e 2009 trouxe incertezas ao mercado consumidor de energia, que culminou com a não materialização do cenário projetado, acarretando represamentos de 5

execução de investimentos planejados para este período. (O mercado realizado de 2009 ficou 8% abaixo do montante estimado.) Em decorrência, foi necessária uma revisão do planejamento e execução destes investimentos. Em função da regra atual e da revisão do programa de investimentos, ocorrerá um forte incremento das capitalizações nos últimos seis meses antes da data da revisão. A regra proposta pela ANEEL além de não permitir a capitalização destes investimentos já contratados, supõe uma estabilidade no ritmo de investimentos, o que na prática não ocorre, principalmente no final do ciclo tarifário. Uma vez equacionada esta distorção, acreditamos que a proposta de se utilizar o 6 mês anterior à data da revisão tarifária como a data-base do laudo sem nenhum acréscimo posterior possa ser utilizada para o 4 C RTP, tendo em vista que será possível às concessionárias adequarem o planejamento de seus investimentos considerando a premissa e a adoção desta prática. Para manter a estabilidade e coerência com a regra atual, na avaliação da Base do 3º CRTP solicitamos que sejam adicionadas, após da data-base do laudo, as movimentações (adições, baixas, depreciação e obrigações especiais) ocorridas em data anterior à revisão tarifária do 3º CRTP. Para tanto, serão consideradas as informações contábeis das obras energizadas, encerradas e unitizadas até o último mês contábil fechado com o respectivo Balancete Mensal Padronizado BMP. Deverá ainda ser considerada a depreciação acumulada até o mês em que ocorreram adições, bem como haverá atualização da base de remuneração até o mês anterior a data de revisão tarifária do 3º CRTP. 6

4. CAPITAL DE GIRO Embora a NT 91/2011 não tenha feito menção sobre o capital de giro, reiteramos nosso posicionamento que com a retirada do capital de giro do fluxo de caixa do Fator X, este valor necessário para movimentar os negócios da empresa simplesmente não estará sendo considerado na metodologia do 3º CRTP. Estudos feitos por técnicos da Cemig D demonstraram que após análise dos balanços dos exercícios de 2008, 2009 e 2010 a Cemig D apresentou, do ponto de vista da análise dinâmica e com base teórica, estrutura financeira que evidencia demanda operacional, NCG (Necessidade de Capital de Giro) positiva, que é financiada pelo Capital de Giro e pelo Saldo de Tesouraria. A Cemig D e a Light Serviços de Eletricidade apresentaram nos três anos analisados (2008, 2009 e 2010), NCG positivos e saldo de tesouraria negativos. A Copel apresentou nos mesmos anos NCG positivos e em 2009, T (saldo de tesouraria) negativo. A Eletropaulo e a CPFL Energia apresentaram também em 2008, 2009 e 2010 NCG positivos e em 2008 e 2009 T (saldo de tesouraria) negativos. Estes resultados contrariam o exposto na Nota Técnica n 268/2010 itens 107 e 108 já que as empresas analisadas demonstraram T negativo e NCG positivo. Os resultados podem ser vistos nos gráficos que se encontram nos Anexos desta Nota Técnica. Citamos ainda, o Estudo de Análise Dinâmica aplicado nas Distribuidoras de energia elétrica do sul do Brasil apresentado no XXVIII Encontro Nacional de Engenharia de Produção, entre 13/16 de outubro de 2008, pelos autores Saulo Fabiano e Wellington Bueno. Os autores chegaram à conclusão que as empresas Celesc, Copel, Gerasul e RGE, apresentaram NCG essencialmente positiva. O Saldo de Tesouraria também manteve essencialmente negativo durante todo o período. O período analisado foi de 1998 até o ano de 2007. Os autores citados acima escreveram: No caso do setor elétrico brasileiro a partir do marco regulatório, instituído em 2004, é necessário investimentos constantes em função de um crescimento estimado de 4,5 % anuais até 2010. Sendo o setor de 7

distribuição o gerador de caixa do sistema que custeará os novos investimentos e a adimplência do setor. A NCG está diretamente vinculada às operações e ao negócio da empresa. Esses ativos operacionais só estarão disponíveis com o fechamento da empresa. Eles são tão permanentes como o ativo fixo, embora possuam uma dinâmica especial, por serem extremamente sensíveis às variações da conjuntura, inflação, crescimento, mudanças tecnológicas etc. Com relação aos critérios de classificação das contas em errática e cíclica, tanto no trabalho dos técnicos da empresa quanto no trabalho de Saulo/Wellington para cálculo da NCG e CDG, apontam para a conclusão de que nas empresas avaliadas a NCG são positivas, em todos os casos e o T negativos, em sua maioria. O Anexo III contempla ainda parte de um estudo de uma monografia apresentada na Escola de Economia da UFMG (2010) que demonstra o mesmo perfil de liquidez (NCG positivo e T negativo) de 10 empresas do setor elétrico brasileiro. Na Nota Técnica 268/2010, não há nenhuma memória de cálculo que demonstre que o capital giro deva ser desconsiderado para as empresas, não sendo possível aplicar conceito de reprodutibilidade da metodologia. Pelo exposto, solicitamos que o capital de giro seja incluído na base de remuneração das concessionárias e o mesmo seja remunerado ao WACC. 8

5. APURAÇÃO DE COM E CA A ANEEL propõe que seja adotado o preço individual da empresa para valoração dos equipamentos principais e a utilização dos percentuais de Componentes Menores - COM e Custos Adicionais - CA da concessionária enquanto não forem homologados os percentuais regulatórios. Reiteramos que no item 44 e 46 do PRORET a expressão totalidade das Ordens de Imobilização (ODI) deve incluir todos os tipos de obras, ou seja, expansão, manutenção, reforço, reformas e melhorias para que haja clareza e transparência quanto ao procedimento a ser adotado quando da apuração dos percentuais. Ainda com relação aos itens já citados do PRORET mantemos a sugestão de exclusão do trecho:...do total de ODI deverão ser expurgadas aquelas que contenham registros apropriados indevidamente..., pois todo registro de custos adicionais na ODI compreende os custos necessários para colocação do bem em operação, incluindo os custos de projeto, gerenciamento, montagem e frete. Determinar do total de custos apropriados nas ODI s o expurgo daqueles que contenham registros apropriados indevidamente sem enumerar quais os critérios serão utilizados para considerá-los como tal, torna o regulamento susceptível a diversos entendimentos, gerando alto grau de incerteza na metodologia e na regulação setorial. Quanto ao custo do serviço na execução de obras, o aquecimento do mercado motivado pelo aumento dos investimentos em construção civil, nas obras do PAC do Governo Federal, nos projetos de Universalização de Energia (Luz para Todos), Cresce Minas que concorrem, regionalmente, na contratação de mão de obra elevou substancialmente os custos adicionais de todas as obras, sejam de expansão, manutenção, reforço, reformas ou melhorias. O Gráfico abaixo mostra a variação acumulada do PIB brasileiro e mineiro nos últimos 4 anos. Só em 2010, o PIB de Minas Gerais cresceu 10,9%. Este aquecimento no Produto Interno é reflexo do aumento da atividade econômica no estado e no Brasil, de um modo geral, enquanto que em 2009 houve queda do PIB no Brasil e queda maior ainda no Estado e Minas Gerais. 9

(Fonte: Revista Mercado Comum Ano XVIII, edição 216, Belo Horizonte - MG) De acordo com Relatório de Inflação publicado em março de 2011 pelo Banco Central, nos últimos anos os preços dos serviços têm registrado variações superiores às do Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA), em todas as regiões metropolitanas. Como mostra o gráfico 1, a inflação de serviços superou a variação do IPCA nos últimos seis anos, mesmo no período em que o PIB teve queda. De março de 2004 a fevereiro de 2011, a variação média anual dos preços de serviços atingiu 6,45% enquanto as relativas ao IPCA e ao IPCA exclusive serviços situaram-se em 5,32% e 5,06%, respectivamente. No período considerado, os preços relativos de serviços cresceram 9,63% em relação aos dos demais segmentos do IPCA. 10

(Fonte: http://www.bcb.gov.br/htms/relinf/port/2011/03/ri201103b2p.pdf) Outros dados disponibilizados pelo Ministério do Trabalho também demonstram que houve aumento no custo dos serviços relacionados principalmente aos aumentos reais dos salários. Na publicação Boletim Pesquisa de Emprego e Desemprego na Região Metropolitana de Belo Horizonte PED/RMBH em abril de 2010 destacamos os itens 6, 7 13 e 14: 6. O rendimento real médio dos ocupados foi estimado em R$ 1.298 em março de 2010, permanecendo estável em relação ao mês anterior. O salário real médio apresentou acréscimo de 2,0% e passou a valer R$ 1.317. O rendimento dos autônomos decresceu 0,5% e foi estimado em R$ 1.119. No setor privado, observou-se oscilação negativa de 1,3% no salário médio da indústria, de 6,0% no comércio, e aumento de 0,6% no setor dos serviços. 7. Entre fevereiro e março de 2010, a massa de rendimento real dos ocupados apresentou decréscimo de 0,8%, devido à redução do nível de ocupação, uma vez que o rendimento médio permaneceu relativamente estável. Já a massa de rendimentos dos assalariados aumentou 0,6%, como resultado do aumento do salário real, pois houve redução do nível de emprego. (...) 13. Entre março de 2009 e março de 2010, o rendimento real médio dos ocupados elevou-se em 6,0% e passou de R$ 1.225 para R$ 1.298. O salário real médio cresceu 6,1% e passou de R$ 1.240 para R$ 1.317. No setor privado, o crescimento do salário médio em 6,9%, foi resultado dos aumentos de 12,1% no comércio, de 2,7% na indústria e de 4,3% nos serviços. Entre os assalariados com carteira assinada, o salário médio aumentou 6,6% e entre os sem registro em carteira 5,1%. Entre os autônomos, o rendimento médio aumentou em 14,4%, no período sob análise. 14. Nos últimos 12 meses, a massa de rendimentos dos ocupados cresceu 8,3% e a dos assalariados, 8,9%, devido, em ambos os casos, ao crescimento do rendimento real e do nível de ocupação. (grifos nossos) 11

Fonte: http://www.mte.gov.br/observatorio/ped_rmbh_abril_2010.pdf Ainda na publicação do Ministério do Trabalho Boletim do Observatório do mercado de trabalho - Resumo dos Principais Indicadores do Mercado de Trabalho - Nº. 11, referente ao mês de Janeiro para todo o país, destacamos o texto a seguir: Em termos relativos, o crescimento do salário médio real de admissão em 2010 foi de 5,2% para homens e de 4,09% para mulheres. Desde 2003, o crescimento dos salários médios de admissão foi de 29,03%, passando de R$ 646,23 para R$ 833,86. Para homens passou de R$ 665,32 para R$ 873,80 (alta de 31,34%) e para mulheres passou de R$ 605,46 para R$ 760,50 (alta de 25,61%). Fonte: http://www.mte.gov.br/observatorio/boletim11.pdf Dessa forma, a ANEEL deve tomar conhecimento e reconhecer a situação macroeconômica atual, admitindo que este aumento nos custos de serviços provocou a elevação dos percentuais dos custos adicionais, referentes aos investimentos das distribuidoras nas obras de expansão, manutenção, reforço, reformas e melhorias. Além disto, a desvalorização do dólar e a entrada de equipamentos e materiais importados a preços menores no mercado fornecedor do setor elétrico reduziram os preços dos equipamentos principais (UC/UAR). Desta forma, a equação CA/(EP+COM) sofre efeito em seus dois componentes ocasionando um resultado superior ao observado no 2 CRTP. 12

Fontes: - Salário eletricista: Banco de Dados Agregados do IBGE - site: http://www.sidra.ibge.gov.br/bda/const/default.asp?t=3&z=t&o=14&u1=1&u2=1&u3=1 - IPCA site: http://www.portalbrasil.net/ipca.htm - Dólar site: http://www4.bcb.gov.br/pec/conversao/conversao.asp - US Cemig: Cemig Distribuição SA. Outros fatores que corroboram para o aumento dos custos adicionais na implantação dos ativos de distribuição estão relacionados abaixo: Em função da grande área do estado de Minas Gerais, os custos para execução de obras são impactados pelas maiores distâncias a serem percorridas, gerando acréscimo nos custos de mobilização de equipe e equipamentos, além de custos adicionais para deslocamento até os locais das obras. Acrescenta-se ao exposto, as dificuldades na execução de obras, especialmente de Linhas de Distribuição - LD em áreas de topografia acidentada e acessos inexistentes ou precários, gerando aumento nos custos de execução. A rigidez da legislação 1 e controles pelos órgãos estaduais e federais têm acarretado o aumento nos custos de licenciamento ambiental dos empreendimentos de Redes, Linhas de Distribuição e Subestações. 1 Lei Federal 6.938/1981 - Artigos 8 e 10, Decreto Estadual 44.844/2008, Resolução Conama nº 237/1997 e a Deliberação Normativa nº 74/2004 e Deliberação Normativa nº 74, de 27 de setembro de 2004. 13

6. TAXA DE RGR Segundo a Nota Técnica nº 95/2011-SRE/ANEEL, o saldo dos investimentos realizados a partir de financiamento com recursos da RGR será remunerado pelo custo dos empréstimos em termos reais, ou seja, à taxa de 1,35% a.a.. Para apuração do déficit do Programa Luz para Todos - PLPT é elaborado um fluxo de caixa que considera as receitas e despesas advindas dos consumidores ligados por esse programa. Para compor o item das despesas são considerados os valores de Operação e Manutenção, bem como a depreciação e a remuneração dos investimentos feitos com recursos próprios (agente executor) e dos recursos oriundos de RGR Reserva Global de Reversão (financiamento com a Eletrobras). Para remunerar os recursos próprios a ANEEL propõe utilizar a taxa equivalente ao WACC nominal para o 3 CRTP de cerca de 10,21% a.a., no 1º CRTP foi utilizado o valor de 17,06% a.a. e no 2º CRTP 15,08% a.a., conforme regulamentação vigente. Para os recursos de RGR está proposta a utilização da taxa real de 1,35% a.a. (deduzindo-se de juros anual 6,42% a expectativa média do mercado para a inflação anual do período de 2011 a 2015, de 5%). Nossa contestação é em relação à taxa proposta para remunerar os recursos dos financiamentos da RGR. O argumento de que a remuneração, depois, acaba sendo atualizada pela inflação, ao se calcular o valor futuro dos déficits, não é apropriado, pois é a remuneração, e não a base do seu cálculo que estará sendo corrigida. Entende-se que deve ser buscada a coerência no tratamento das duas fontes de recursos no cálculo da remuneração. Ademais, considerando que os valores mensais de receitas e despesas são apresentados a preços históricos (ou preços correntes), a remuneração deve ser calculada aplicando-se a taxa nominal (tanto o WACC quanto os juros), para efeito de apuração do déficit mensal. Diante do exposto, solicitamos a utilização da taxa nominal para remunerar os investimentos feitos com recursos oriundos da RGR, tanto no cálculo do déficit quanto na apuração da base. 14

7. BAR BASE DE ANUIDADE REGULATÓRIA Uma vez que existe a proposta de não se utilizar mais o modelo de ER, será necessário definir outra metodologia para apuração e definição dos custos com anuidades. Com relação a esta metodologia e aos cálculos feitos pela ANEEL temos o seguinte comentário. 7.1. VIDA ÚTIL DOS SISTEMAS Uma vez que não foi explicado o motivo da manutenção de vida útil para sistemas de 10 anos, reiteramos nossa contribuição neste sentido e acrescentamos alguns comentários. O grupo de ativos para sistemas conforme descrição Nota Técnica nº 091/2011 inclui toda a infraestrutura de hardware e software de sistemas corporativos como GIS, Gestão de Distribuição, Gestão Comercial, Gestão Empresarial e Sistemas Centrais, Teleatendimento, além de microcomputadores. O Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico MCPSE (Resolução Normativa ANEEL nº 367, de 02 de junho de 2009 Tabela XVI Taxas de Depreciação) estabelece que a vida útil da Unidade de Cadastro - UC - Software é 5 anos e da UC Equipamento Geral de Informática é 10 anos. Apurando os investimentos em sistemas considerados pela ANEEL na empresa de Referência de 2008 para o cálculo dos custos com anuidades os investimentos em Software chegam a cerca de 85% do total de investimentos considerados, restando apenas 15% para os investimentos com Hardware. Isto comprova que os custos envolvendo aquisição ou desenvolvimento de softwares são substancialmente superiores a aquisição de hardwares ou microcomputadores. Ainda na Empresa de Referência - ER de 2008, a ANEEL não respeitou a legislação vigente à época (Portaria nº 815/94 do DNAEE, que define, para a UC direito, marca, patentes e software amortizáveis, a vida útil de 5 anos).e utilizou vidas úteis diferentes para software e hardware conforme tabela abaixo. 15

DEPRECIAÇÃO E VIDA ÚTIL DE SOFTWARE EQUIPAMENTOS Descrição Depreciação Vida Útil (ano) Software 10,0% 10 Hardware 10,0% 10 Software PC 20,0% 5 Hardware PC 20,0% 5 Para os gastos com sistemas operacionais foram utilizados 10 anos tanto para software com para hardware e para PC foram utilizados 5 anos para os dois. Já que os montantes para sistemas operacionais são maiores que os destinados a PC na ER, as empresas foram prejudicadas. Na apuração da BRR para o segundo ciclo também os valores de softwares apurados pela empresa avaliadora em informática são superiores ao valores de hardware. A utilização da vida útil de 10 anos desconsidera o montante e a relevância dos gastos envolvidos com softwares. Tal prática prejudicou as empresas no 2º CRTP e continua prejudicando os investimentos da concessionária em sistemas, gerando grande impacto no acompanhamento dos avanços tecnológicos dos softwares instalados, por retornar o investimento em 10 anos ao invés de 5. Por isso, solicitamos que seja alterada a vida útil de sistemas de 10 para 5 anos conforme MCPSE ou então que seja feita uma média ponderada considerando as diferenças dos montantes alocados para softwares e hardwares especificamente. 16

8. ANEXOS ANEXO I Cemig D O tripé que compõe a análise dinâmica apresentou comportamento similar nos anos de 2008, 2009 e 2010, isto é NCG e CDG positivos e T negativos. Este resultado demonstra que a empresa apresenta como característica financeira maior risco, maior rentabilidade e menor liquidez. É o quadro financeiro que aparece com maior frequência nas empresas. Significa que financia parte de sua Necessidade de Capital de Giro com créditos de curto prazo. Este resultado é relativo em função dos aspectos inerentes a metodologia da análise dinâmica e os referentes à operação da empresa, o setor de atuação e a política financeira da Companhia. 17

ANEXO II 18

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ANEXO III Parte da monografia (Análise Econômico-financeira do Setor de Energia Elétrica Brasileiro de 2003 a 2007) entregue ao término do seu curso de graduação em Economia na UFMG, em julho de 2010. O estudo realizado aponta que as 10 maiores empresas do setor elétrico (Holding consolidadas) classificadas por Receita bruta apresentaram também NCG positivo e saldo de Tesouraria negativo, conforme gráfico abaixo. As empresas selecionadas para o estudo foram as 10 maiores empresas (holdings) do setor de energia elétrica. Para esse fim, utilizou-se a tabela oriunda do livro Séries econômico-financeiras de empresas de energia elétrica 2009 em que estão listadas as empresas com maior receita bruta no ano de 2007. Devido à restrição do período de entrega da monografia, o estudo contemplou os anos de 2003 a 2007. Desse modo, as empresas consideradas foram: Tabela 1- Receita bruta das holdings (em reais mil) Empresas 2007 ELETROBRÁS 26.853.610 CEMIG Holding 15.789.531 CPFL Energia 14.207.384 AES Brasil S.A 11.380.249 NEOENERGIA 9.025.295 COPEL 7.920.094 ENDESA 7.011.843 EDP 6.908.504 REDE 5.179.668 CELESC 4.982.946 Média 10.925.912 Mediana 8.472.695 Fonte: CASTRO, 2009, p.5. Os resultados obtidos por meio da análise dinâmica estão discriminados na tabela a seguir. 20

Tabela 2 - Variáveis do modelo dinâmico média das empresas 2003 2004 2005 2006 2007 NCG médio 810.248 881.116 1.017.081 1.509.080 1.477.180 CDG médio -91.299 73.130 404.522 961.699 1.610.536 T médio -901.547-807.986-612.559-547.381 133.356 Termômetro de Liquidez(T/ NCG ) -1,11-0,92-0,6-0,36 0,09 Fonte: Bolsa de mercadorias & futuros, 2007. Nota: Dados trabalhados pelo autor. Logo, de acordo com os resultados obtidos, observa-se que é característico das maiores holdings do setor elétrico apresentarem a variável NCG positiva, entre os anos considerados, de modo que as empresas possuem ativos operacionais superiores aos passivos operacionais. Além disso, de 2003 a 2006 o saldo de tesouraria médio foi negativo e, portanto, as empresas apresentavam saldo de tesouraria negativo, indicando que a empresa financia parte da NCG e até mesmo ativos permanentes com fundos de curto prazo (quando CDG<0), aumentando o risco de insolvência. Mas em 2007, como o resultado médio de T foi positivo, apesar de muitas empresas manterem saldo negativo de tesouraria. Com relação ao termômetro de liquidez é possível observar que, em média, as empresas apresentaram indicador de liquidez negativo o que demonstra que o saldo de tesouraria (passivos financeiros) financia parte da NCG, chegando mesmo a financiar investimentos em ativos permanentes (quando CDG<0). Exclui-se o ano de 2007 em que o indicador de liquidez apresentou sinal positivo, pois tanto o saldo de tesouraria quanto a NCG foram positivos. Mesmo com os resultados apresentados, observa-se que, em termos médios, as empresas do setor não incorrem no efeito tesoura, pois o saldo de tesouraria aumenta o seu montante em relação a NCG, também ascendente, conforme pode ser observado no gráfico abaixo. 21

Gráfico 1 Relação NCG, CDG e T médios Fonte: BOLSA DE MERCADORIAS & FUTUROS, 2007. Nota: Dados trabalhados pelo autor. 22