Conselho de curadores



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2. POLÍTICA DE HEDGE NAS EMPRESAS DE ENERGIA 

ELÉTRICA 

O  presente  capítulo  inicia-se  com  a  apresentação  dos  principais 

riscos  relacionados  às  atividades  do  setor  elétrico,  tanto  do  ponto  de  vista 

das empresas de geração, como das de distribuição de energia. Em seguida, 

são  analisadas  e  exemplificadas  algumas  opções  para  redução  dos  riscos, 

entre elas, o uso dos contratos futuros e swaps



2.1 Riscos da atividade do setor elétrico 

O setor de energia elétrica apresenta riscos nas atividades de geração 

e  de  comercialização  de  energia,  o  que  pode  acarretar  perdas  financeiras  e 

patrimoniais aos investidores.   

Segundo  Santos  (2004),  uma  característica  marcante  nos  setores  de 

infra-estrutura,  como  no  caso  do  setor  elétrico,  reside  na  natureza  dos 

investimentos que são intensivos em capital, com longo prazo de maturação 

e  de  realização.  Por  tratar-se  de  ativos  fixos  específicos,  apresentam  “sunk 



costs” (custos irreversíveis)  elevados, ou seja, baixo retorno ou alternativa 

econômica  para  o  emprego  fora  de  sua  atividade  de  destino.  Isto  significa  

que uma vez realizados os investimentos, os ativos apresentam um valor de 

revenda muito baixo. 

  

Conforme  destaca  Santana  (2003),  a  energia  elétrica  depois  de 



produzida  dificilmente  pode  ser  armazenada,  ou  exigiria  custos  muito 

elevados  para  tal.  Logo,  a  oferta  e  a  demanda  devem  ser  equilibradas 

instantaneamente. Entretanto, a oferta de energia gerada dificilmente é igual 

ao  que  foi  previamente  programado  e  a  demanda  quase  sempre  ocorre  de 

forma distinta do que foi previsto. Portanto, a dificuldade em estocar energia 

é  que  faz  com  que  o  mercado  à  vista  da  eletricidade  acabe  funcionando 

como  um  mercado  futuro,  cuja  negociação  é  feita  antes  de  sua  geração, 

baseada numa demanda prevista e numa oferta estimada. Segundo Montano 



 

 

 



 

 

30 



(2004),  o  que  é  vendido  não  é  o  produto  em  si,  mas  uma  parcela  da 

capacidade  produtiva  em  determinado  momento,  por  um  certo  período  de 

tempo. 

Outras  características  particulares  que  o  sistema  de  energia  elétrica 



brasileiro apresenta e conforme destacados por Martin &Teive (2001), são: 

o  parque  gerador  brasileiro  ser  praticamente  hidrelétrico  (97%)  e  possuir 

seus recursos de geração distante dos chamados Centros de Carga (Centros 

de  Consumo).  Tais  características  exigem  um  tratamento  de  planejamento 

da operação diferenciado do ponto de vista energético. 

Conforme  destacam  Martin  &Teive  (2001),  só  a  atividade  de 

geração está sujeita a quatro tipos diferentes de risco:  

  Risco  do  Preço  de  Mercado:  trata-se  de    um  risco  associado  com  o 

mercado no qual o preço do mercado pode ser maior ou menor que o 

esperado,  decorrente  da  variação  da  demanda  e  da  forma  de 

suprimento  do  mercado.  A  variação  do  preço  afeta  a  renda  do 

gerador, proveniente da  diferença entre os  seus custos variáveis  e o 

valor  de  mercado,  podendo  prejudicar  a  habilidade  do  produtor  de 

cobrir seus custos fixos de construção e manutenção. 

  Risco  da  Quantidade  de  Venda:  variações  nos  preços  do  mercado, 

em  alguns  períodos,  podem  fazer  com  que  a  planta  opere  por  mais 

ou  menos  horas  que  o  esperado,  afetando  não  apenas  a  renda  do 

gerador, mas também seus custos variáveis de combustível, operação 

e manutenção. 

  Risco do Preço dos Combustíveis / Valor da água: esse tipo de risco 

afeta  a  capacidade  de  geração  da  planta  para  o  suprimento  do 

mercado de  energia. Variações  nos  preços  dos combustíveis  afetam 

não  apenas  os  períodos  de  tempo  de  operação  da  planta 

(probabilidade  de  despacho),  como  o  ganho  em  cada  um  desses 

períodos. 

  Risco de Disponibilidade: aqui não há garantias de que um gerador 

será sempre avaliado para o despacho. 


 

 

 



 

 

31 



Com relação às distribuidoras, segundo Martin &Teive (2001), estas 

estão sujeitas a três tipos diferentes de risco: 

  Risco do Preço de Mercado: É um risco associado com o mercado. O 

preço  do  mercado  de  curto  prazo  pode  ser  maior  ou  menor  que  o 

esperado e a variação do preço afeta os gastos do consumidor com a 

compra  de  energia,  podendo  prejudicar  a  habilidade  do  mesmo  em 

ser competitivo em sua área de atuação. 

  Risco  da  Quantidade:  Mudanças  nos  preços  do  mercado  em  alguns 

períodos podem fazer com que o consumo se reduza. 

  Risco  de  Contratação:  A  habilidade  de  se  contratar  quantidades  de 

energia  ajustadas  com  as  necessidades  efetivas  de  consumo  é  um 

fator  determinante  para  o  agente  consumidor.  No  caso  de  uma 

contratação  inferior  aos  requisitos,  haverá  prejuízos  ocasionando 

uma exposição excessiva em curto-prazo; ao passo que em casos de 

uma  contratação  superior  ao  requisito,  acarretará  no  risco  da 

exposição na venda de excedentes de energia no curto prazo

.

 

Conforme  Loiola (2002), apesar de  o mercado brasileiro de energia 



apresentar diversos riscos  que devem  ser  administrados,  ainda não existem 

ferramentas  de  mercados  de  capitais  adequadas  à  administração  destes,  o 

que  remonta  a  necessidade  de    verificar  as  possibilidades  do  uso  dos 

instrumentos de derivativos para suprir esta lacuna. 

Para  Loiola  (2002),  as  empresas  de  energia  elétrica  que  necessitam 

captar  recursos  financeiros  para  sua  expansão,  ou  para  necessidades 

emergenciais,  podem  colocar  a  sua  energia  elétrica  futura  à  venda, 

aproveitando os mercados de capitais para transacionar a energia como uma 



commodity nos diversos mercados, utilizando os instrumentos de derivativos 

do setor elétrico. Assim, essas empresas podem captar recursos pretendidos 

com  menor  risco  e  custos  mais  baixos,  conforme  três  tipos  de  contratos: 

contratos futuros, contratos de opções e contratos de swaps.  



 

 

 



 

 

32 



2.2 Contratos futuros 

Os  contratos  futuros  para  o  mercado  de  energia,  de  acordo  com 

Loiola  (2002),  devem  ser  adaptados  de  forma  que  as  partes  assumam 

compromisso  de  compra  e/  ou  venda  de  energia  para  liquidação  em  data 

futura.  Este  tipo  de  negociação  é  feita  na  Bolsa,  podendo  participar  do 

mercado os hedgers, empresas cujos negócios envolvem uma mercadoria ou 

um  ativo  financeiro,  e  os  especuladores  que  geram  a  liquidez  necessária 

para o contrato. 

Para  o  setor  de  energia  elétrica,  os  contratos  futuros  são 

compromissos  de  compra  e  venda  negociados  em  bolsas,  com  a 

padronização da especificação da energia elétrica, sua quantidade e data de 

liquidação financeira diária de ajustes do valor do contrato e entrega. 

Nos  contratos  futuros  de  energia  elétrica  são  necessários 

instrumentos  de  derivativos  de  ajustes  diários  (o  preço  da  energia  ex-ante

que é o preço conhecido um dia ou uma hora antes da operação real ou ex-

post, que é o preço conhecido após a comercialização da compra ou venda 

da  energia).  Essas  operações  buscam  a  negociação  de  riscos  de  preços, 

verificando-se  que  raramente  há  liquidação  de  contratos  pela  entrega  da 

energia elétrica no vencimento. A maioria dos contratos futuros é liquidada 

por diferenças entre realizações de operações opostas. 

As  empresas  do  setor  elétrico  utilizam  o  hedge  para  amenizar  os 

riscos  financeiros,  tanto  na  produção  quanto  na  distribuição  de  energia 

elétrica, ocasionados pelas variações de preços.  

Nos  Quadros  3  e  4  são  apresentados  dois  exemplos  de  contratos 

futuros para o setor de energia elétrica.

                  

             


 

 

 



 

 

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   Quadro 3 - Exemplo de contrato futuro para uma geradora de energia elétrica 

 

 

 



 

 

 



 

 

 



 

 

 



 

 

 



 

 

 



 

 

 



 

 

 



 

 

 



Exemplificando a utilização do contrato futuro para o segmento 

de  energia,  de  forma  semelhante  ao  apresentado  por  Loiola  (2002), 

considere o caso  de uma empresa de geração que tema que o risco de 

uma queda nos preços venha comprometer seu fluxo de caixa e queira 

se proteger contra uma eventual oscilação.  

Suponha  que  uma  determinada  geradora  decida,  em  1º  de 

outubro de 2005, vender 840 MWh para janeiro de 2006,  a um preço 

futuro correspondente a R$56,00/MWh  (janeiro/2006) para se proteger 

de  uma  eventual  perda,caso  haja  uma  queda  de  preços.  Esta  empresa 

resolve  encerrar  sua  posição  no  dia  27  de  dezembro  de  2005, 

comprando  o  mesmo  número  de  contratos  com  mesma  data  de 

vencimento  dos  que  havia  vendido  no  início  da  operação  de  hedge.  

Dessa  forma,  no  mercado  futuro  a  empresa  vende  840  MWh, 

totalizando R$47.040,00. 

 Supondo um cenário de baixa, ou seja, uma queda dos preços 

à vista e futuro para R$53,00/MWh. Nesta situação, a empresa receberá 

840  MWh  x  R$53,00/MWh  pela  entrega  física,  totalizando 

R$44.520,00,  e  no  mercado  futuro  receberá  840  MWh  x  R$3,00 

totalizando  R$2.520,00  resultando  em  uma  receita  total  de 

R$47.040,00.  

Considerando um cenário de alta, ou seja, que o preço à vista 

suba  para  R$59,00/MWh  e  o  preço  futuro  também.  Neste  caso,  a 

empresa  receberá  R$49.560,00  (840  MWh  x  R$59,00/MWh)  pela 

entrega  física,  e  no  mercado  futuro  perderá  R$2.520,00  (840  MWh  x 

R$3,00) resultando em uma receita total de R$47.040,00.  

 

 



 

 

 



 

 

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Quadro 4 - Exemplo de contrato futuro para uma distribuidora de energia elétrica  

 

 



 

 

 



 

 

 



 

 

 



 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.3 Operações de swap no setor de energia elétrica 

 

Os contratos de swaps são transações puramente financeiras, acordos 



privados  entre  duas  empresas  para  a  troca  futura  de  fluxos  de  caixa, 

respeitada  uma  fórmula  preestabelecida  (de  cálculo,  prazo  e  volume  de 

energia  elétrica  que  possibilitem  a  troca  de  rentabilidade  e/ou  de 

indexadores  de  valores  a  receber  ou  a  pagar,  podendo  ser  considerados 

carteira  de  contratos  a  termo).  Ela  deve  ser  obrigatoriamente  registrada  na 

CETIP, no CCEE

11

 e na BM&F e aprovada pelo Banco Central. 



Nos  marcos  do  novo  modelo  do  setor  elétrico  brasileiro,  as 

atividades de distribuição, geração e transmissão devem ser separadas. Um 

                                                           

11

 



Câmara de Comercialização de Energia Elétrica

No caso de uma distribuidora de energia, o contrato futuro pode 



ser  utilizado  com  a  finalidade  de  se  proteger  contra  uma  eventual 

elevação dos preços. Exemplificando a operação de contrato futuro com 

este  objetivo,  suponha  que  uma  determinada  distribuidora    resolva 

comprar em  1º de outubro de 2005, 840 MWh para janeiro de 2006 no 

mercado  futuro,  por  R$52,00/MWh  (jan/2006).  Em  17  de  dezembro  de 

2005, a concessionária resolve encerrar sua posição vendendo 840 MWh 

com vencimentos iguais aos adquiridos no início da operação pelo preço 

total de R$43.680,00.  

Supondo que o preço à  vista caia para R$48,00/MWh e o preço 

futuro  também,  a  empresa  pagará  R$40.320,00  (840  MWh  x  R$48,00) 

pela entrega física e no mercado futuro perderá R$3.360,00 (840 MWh x 

R$4,00), resultando em um custo total de aquisição de R$43.680,00.  

Caso o preço à vista e o preço futuro subam para R$56,00/MWh, 

a  concessionária  pagará  R$  47.040,00  (840  MWh  x  R$56,00)  pela 

entrega  física  e  no  mercado  futuro  receberá  R$3.360,00  (840  MWh  x 

R$4,00), resultando em um custo total de aquisição de R$43.680,00.

 


 

 

 



 

 

35 



dos  propósitos  para  tal  posicionamento  é  a  tentativa  de  introduzir  um 

modelo  mais  competitivo,  principalmente  do  lado  das  empresas  geradoras 

de  energia  elétrica.  Neste  sentido,  conforme  afirma  Landau  (2001),  a 

energia elétrica  é uma  commodity, um  bem homogêneo, produzido  a partir 

de tecnologias e empresas de geração diferentes que competem entre si. Na 

esfera  da  distribuição,  no  entanto,  há  um  monopólio  quase  que  natural  e  o 

consumidor  só  tem  uma  empresa  para  comprar  energia,  mesmo  que  a 

energia revendida por esta empresa venha de várias fontes. 

Assim,  o  fato  de  a  energia  caracterizar-se  como  uma  commodity, 

permite  a  sua  negociação  nas  bolsas  de  valores  e,  para  o  caso  analisado 

neste  documento,  uma  mercadoria  que  pode  ser  negociada  nos  mercados 

futuros, e determina a adoção pelas empresas de distribuição, de estratégias 

para uma aquisição que envolva menores riscos na contratação. Para tanto, é 

muito provável que a operação de swap possa ser utilizada nessas empresas. 

Na  visão  de  Loiola  (2002),  em  alguns  casos  específicos,  existe  a 

possibilidade  de  entrega  física  de  energia  elétrica  como  base  de  troca  de 

uma  mercadoria  pela  outra,  mas  geralmente,  nos  contratos  de  compra  e 

venda de energia elétrica no mercado futuro, as partes envolvidas trocam a 

natureza  do  fluxo  financeiro  de  uma  operação  de  uma  tarifa  flutuante  para 

uma fixa sem troca de ativos. 

Ressalte-se que entre  as  atividades  que  compõem o setor elétrico, 

a transmissão  é  a  que  apresenta  a  menor  exposição ao risco, já que sua 

atividade    refere-se    ao    transporte    de  energia  de  alta  e  média  tensão  até 

chegar  aos  consumidores.  Como  a  aquisição  de energia para revenda não 

constitui    sua    atividade    fim,    ela    não    se    submete    nem    aos    riscos  de 

contratação  e nem àqueles provenientes da oscilação de preços atrelados ao 

câmbio.    Não    obstante  esta  característica,  este  segmento  pode  utilizar  a 

política  de hedge, mediante swap de taxa de juros, para proteger o serviço 

da dívida, seja em moeda nacional ou estrangeira. 

 

No  Quadro  5,  a  seguir,  é  apresentado  um  exemplo  de  swap  para  o 



setor de energia elétrica. 

 

 

 



 

 

36 



  Quadro 5 - Exemplo de uma operação de swap para empresas de energia elétrica   

 

 



 

 

 



 

 

 



 

 

 



 

 

 



 

 

 



 

 

 



 

 

 



 

 

 



 

 

 



Como  exemplo  para  aplicação  do  swap  para  empresas  de 

energia, de forma semelhante ao citado pela Duke Energy (2005), será 

demonstrado  o  caso  em  que  há  uma  empresa  interessada  em  efetuar 

uma troca entre tarifas fixas e flutuantes, conforme segue abaixo.  

Considere  que  uma  distribuidora  A  paga,  inicialmente  a  uma 

geradora  B, uma tarifa flutuante, cujo  valor médio é $20.00/MWh. A 

distribuidora  A  deseja  reduzir  os  riscos  aos  quais  está  exposta, 

mudando a natureza de sua transação financeira de flutuante para fixa. 

Assim, precisa identificar uma terceira parte que esteja interessada em 

assumir riscos no mercado flutuante, em troca de um pagamento fixo. 

Neste  caso,  trata-se  da  empresa  C.  Dessa  forma,  A  e  C  firmam  um 

contrato que estabelece que C deve pagar a conta de energia de A para 

a  geradora  ($20.00/MWh,  em  média),  qualquer  que  seja  a  oscilação 

desse valor, em troca de um valor fixo de $25.00/MWh.  

Portanto,  o  risco  assumido  por  C  tem  um  custo  estimado 

refletido na diferença de preço, nesse caso de $5.00/MWh, entre o que 

C paga para A, em troca de um valor de tarifa fixa. A expectativa de C 

é  que  o  valor  da  tarifa  no  mercado  spot  (mercado  à  vista)  diminua, 

aumentando  o  ganho  financeiro  entre  o  valor  pago  (flutuante)  e  o 

recebido de A (fixo). No novo contexto, após a realização da operação 

de  swap,  a  distribuidora  A  conseguiu  transformar  a  natureza  de  seus 

gastos de variável para fixa, enquanto a empresa C constituiu um  mix 

de  despesas,  em  que  $5.00/MWh  é  fixo  e  $20.00/MWh  é  variável, 

tomando o risco para si.

 


 

 

 



 

 

37 



3.  GESTÃO  DE  RISCOS:  APLICAÇÃO  DO  VALUE  AT 

RISK (VaR) NO SETOR DE ENERGIA ELÉTRICA 

Este  capítulo  trata  inicialmente,  dos  principais  riscos  diretamente 

ligados  à administração econômico-financeira das instituições financeiras e 

não-financeiras.  Em  seguida  é  apresentado  o  método  Value  at  Risk  como 

forma  de    mensuração  desses  riscos,  mostrando  a  sua  aplicação  nas 

empresas de energia elétrica.  



3.1 Tipos de risco 

Nas últimas décadas, sobretudo nos anos 90 e, principalmente, após 

a crise  asiática  em  1997, empresas  de vários setores passaram a utilizar os 

instrumentos derivativos para minimizarem perdas e as exposições ao risco. 

Paradoxalmente,  o  uso  indevido  e  inadequado  de  tais  instrumentos  tem 

ocasionado  significativas  perdas  a  muitas  organizações  que  não 

implementaram uma política adequada de gerenciamento efetivo dos riscos 

envolvidos nas operações, conforme destaca Bignotto (2000).  

Dessa  forma,  para  qualquer  empresa  que  pretenda  realizar  uma 

operação  de  hedge    é  necessário  identificar  os  riscos  e  as  variáveis  que 

explicam  cada tipo de risco. Entretanto, segundo Kawai Jr. & Xavier (2002) 

isto  nem  sempre é uma tarefa trivial,  levando  em consideração os  diversos 

tipos de risco possíveis e suas constantes variabilidades a cada operação.  

Conforme  Jorion  (1997)  apud  Bignotto  (2000),  existem  três  tipos 

gerais de riscos que uma organização produtiva pode incorrer:  

 

risco  de  negócio  –  consiste  no  risco  que  as  empresas  assumem 



quando  criam  vantagem  competitiva  ou  agregam  valor  ao 

produto, mediante inovação tecnológica, gastos com marketing, 

etc; 

 

risco estratégico – refere-se ao risco ocasionado pelas mudanças 



políticas  e  econômicas  e  que,  portanto,  independe  das  decisões 

da empresa; e 



 

 

 



 

 

38 



 

 risco  financeiro  –  consiste  no  risco  que  acarreta  perdas  no 

mercado financeiro. 

Com  relação  ao  risco  financeiro,  este  apresenta  seis  tipos  de  risco, 

assim destacados por Jorion (1998): 

 

Risco  de  liquidez  -  ocorre  quando  uma  empresa  não  consegue 



honrar  seus  compromissos,  ocasionando  a  venda  ou  liquidação 

de  parte  de  seus  ativos,  acarretando  prejuízo  pelo  fato  desse 

ativo não poder ser vendido ou liquidado com relativa rapidez; 

 

Risco  operacional  –  refere-se  a  perdas  decorrentes  de  falhas  de 



sistemas e/ou controles inadequados e erros humanos

 

Risco  legal  –  quando  uma  das  partes  não  apresenta  capacidade 



legal para efetivar uma transação em detrimento da inexistência 

de  regras  claras  sobre  a  legislação  específica,  falta  de 

documentação,  insolvência  e  falta  de  representatividade  e/ou 

autoridade; 

 

Risco  de  crédito  –  refere-se  a  perdas  oriundas  do  não- 



recebimento  de recursos ocasionados pelo  não  cumprimento  do 

contrato por uma das partes; e  

 

Risco  de  mercado  -  refere-se  a  riscos  de  perdas  decorrentes  de 



oscilações  imprevistas  nas  vaiáveis  econômicas  e  financeiras, 

como  nas  taxas  de  câmbio,  taxa  de  juros,  preços  de  ações  e 



commodities. 

 

É  importante  destacar  que  desses  riscos,  são  os  de  mercado  e  de 



crédito que apresentam métodos de mensuração.   

No  caso  do  setor  elétrico  é  muito  comum  a  presença  do  risco  de 

mercado,  sobretudo  o  risco  cambial,  haja  vista  os  empréstimos  em  moeda 

estrangeira, bem como os contratos de compra de energia elétrica de Itaipu.   



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