Contratos de opç}es no mercado brasileiro de energia

&RQWUDWRVGHRSo}HVQRPHUFDGREUDVLOHLURGHHQHUJLDHOpWULFD
7LDJR%&RUUHLD DE/FEM/Unicamp
[email protected]
)HUQDQGR&0XQKR] DE/FEM/Unicamp
[email protected]
(ULFN0$]HYHGR
DE/FEM/Unicamp
[email protected]
3DXOR%&RUUHLD
DE/FEM/Unicamp
[email protected]
A utilização de contratos pelas firmas permite a redução de uma parcela significativa da incerteza inerente ao mercado, ao
passo que é capaz de gerar um conjunto de informações consistente para seu planejamento estratégico. Assim, a construção de uma
rotina eficiente para a formulação dos contratos pode ser entendida como uma vantagem competitiva, uma vez que permite a
obtenção de lucros diferenciados. Entretanto, a utilização de contratos em transações comerciais com energia elétrica implica no
surgimento de custos associados à elaboração, à manutenção e à efetivação dos contratos. Uma parte significativa de tais custos é
resultado do esforço para implementar mecanismos de segurança mercantil e conferir robustez à relação comercial iniciada com o
contrato. O mercado brasileiro de energia elétrica, dada a predominância da geração hidrelétrica, é muito sensível às variações
hidrológicas gerando uma fonte de incerteza inerente ao sistema. Como resultado, em períodos de secas prolongadas, o parque
gerador sofre uma redução de sua capacidade de suprimento. Embora o Estado tenha desenvolvido instrumentos de redução deste
risco, tal como o mecanismo de realocação de energia (MRE), pressões de demanda podem precipitar uma crise como a verificada no
segundo semestre de 2001. Nesse caso é interessante desenvolver ferramentas contratuais de modulação da geração, expressas
principalmente em contratos futuros, a termo ou de opções. O objetivo deste trabalho é analisar a natureza dos custos de transação
relacionados com o contrato de opção na comercialização de energia elétrica e comparar com os custos do risco de operar em um
mercado sem derivativos.
mercado de energia elétrica, contratos, derivativos, risco.
Firms to reduce uncertainness present in the market use contracts, therefore the firms are able to create a whole of
information for their strategic planning. Thus, the building of an efficient practice to formulate the contracts can be understood as a
competitive advantage, since it allows gaining an extra income. However, the use of contracts in commercials transactions of
electricity implies in costs, in developing and maintenance of the contracts. A fraction of these costs is a result of the effort to
implement mechanisms of hedge and provide reliability for commercial transactions from the contract. The Brazilian electricity
market, being predominated by hydroelectric generation, is very sensitive hydrological changes, creating one cause of uncertainty
inherent in the system. Thus, dry seasons, the water reserve for power generation decrease and the system perform under installed
capacity. Although the State has developed tools to reduce this risk, such as the Energy Reallocation Mechanism (ERM), pressures of
the demand can cause crisis like what happened in the half semester of 2001. In this case it is interesting develop tools in the
contracts, such as derivatives contracts. The present paper analyses the nature of the relationship of the transactions costs between
options contracts in the electricity trade and compare to the costs of the risk operating in a market without derivatives.
!#"
$ electricity market, contracts, derivatives, risk.
,QWURGXomR
A reestruturação do sistema elétrico brasileiro fez com que o Estado deixasse de ter o monopólio do serviço e
passasse a ser um agente planejador e regulador do mercado de energia elétrica, estimulando a concorrência e
objetivando preços menores para a energia elétrica (Munhoz, Correia e Guerra 2003).
As transações comerciais deste novo modelo ocorrem num ambiente de risco com parte significativa das decisões
descentralizadas. De fato, como em qualquer mercado, a incerteza está presente nas negociações com energia elétrica,
principalmente em torno das expectativas dos demais agentes em relação ao futuro. A expansão da oferta e da demanda,
por exemplo, dependem do andamento das políticas macroeconômicas, crescimento da renda e da produção, e dos
humores da economia global. Um conjunto grande e difuso de informações.
Para o período de transição e adaptação dos agentes ao novo modelo, o Estado incentivou que as relações
comerciais entre os agentes do sistema elétrico brasileiro fossem regidas, principalmente, por contratos bilaterais, sendo
1
“Bolsistas do CNPq – Brasil”.
que a liquidação financeira destes é efetuada diretamente entre as partes contratantes, sem a existência de um mercado
centralizado.
A gradual retirada do Estado do setor e a desverticalização das empresas, para viabilizar a concorrência, tem
implicado no crescimento da quantidade de contratos necessários para o funcionamento do setor elétrico. Decisões
anteriormente tomadas dentro de um ambiente hierárquico, internamente as firmas verticalizadas, foram transferidas
para o mercado, onde a competição é refletida em contratos.
&XVWRVGHWUDQVDomR
A utilização de contratos na comercialização de energia elétrica implica no surgimento de custos de transação. Os
custos de transação podem ser distribuídos, de acordo com a sua natureza, nos custos H[DQWH de negociar e fixar as
contrapartidas e salvaguardas e nos custos H[SRVW de monitoramento, renegociação e adaptação dos termos contratuais
às novas circunstâncias.
Os custos de transação ex-ante são relevantes quando existem dificuldades para estabelecer pré-condições para que
a transação em foco seja efetuada de acordo com parâmetros planejados e esperados. A transição do modelo
monopolista para o mercado de contratos significa justamente a suspensão dos padrões anteriores de interação e a
introdução de um novo paradigma ainda incompleto, uma vez que boa parte das falhas estão sendo revelada com o
funcionamento do novo mercado, acarretando um processo de barganha econômica e política (Correia et al 2003). A
existência de agências reguladoras acompanhando o processo de disputa e intermediando os diferentes interesses pode
reduzir o tempo e os custos inerentes a esta.
Os custos de transação H[SRVW dependem das flutuações naturais do mercado. Williamson (1985) destaca que uma
parte significativa dos custos de transação H[SRVW é resultado do esforço para implementar mecanismos de segurança
mercantil e conferir robustez à relação comercial iniciada com o contrato. De fato, as interações comerciais entre os
agentes envolvem a possibilidade de oportunismos, resultado da assimetria de informações, os agentes podem ser
iludidos tanto por seus parceiros comerciais, quanto pela conjuntura do mercado. Em outras palavras, a atividade
mercantil, mesmo protegida por contratos, exige a construção de instrumentos complementares de segurança (KHGJH),
que agregam custos às transações.
Tais mecanismos podem tomar a forma de derivativos. Isto é, de contratos, ou ativos, cujo valor deriva do
comportamento de um outro bem. A decisão de adotar um derivativo, para proteção de um determinado contrato
comercial, implica em um custo de transação.
&RQWUDWRVHGHULYDWLYRV
Atualmente existem dois tipos de contratos para os agentes que atuam no mercado brasileiro de energia elétrica: os
contratos VSRW e de longo prazo. Os contratos de VSRW refletem o resultado do confronto entre as curvas de demanda e
oferta e, conseqüentemente, apresentam grande volatilidade no comportamento do preço da eletricidade. A figura 1
mostra a variação do preço VSRW de março de 2002 até fevereiro de 2003, considerando a carga média na região sudeste.
Figura 1: Variação do preso VSRW no sudeste, carga média, de Mar-2002 - Fev-2003.
Os contratos de longo prazo, por sua vez, oferecem a possibilidade dos agentes convergirem suas expectativas
sobre o futuro, funcionando como uma importante fonte de informação, principalmente para a expansão da oferta, e
gerando uma rede de proteção para os agentes que permite uma maior estabilidade do preço.
Os dois tipos de contratos oferecem, ao seu modo, uma relação de flexibilidade e segurança. Contratos com prazos
mais alongados significam perda de liquidez, se traduzindo na redução da capacidade da firma de especulação e de
ajuste frente alterações conjunturais (Keynes 1983). Sendo assim, é possível associar um risco financeiro a cada tipo de
contrato. Tal risco pode ser reduzido pela utilização de instrumentos contratuais conhecidos como derivativos.
Jorion (1997) define derivativo como um contrato privado cujo valor está atrelado a um ativo específico, taxa de
referência ou índice - como ações, ERQG, taxa de câmbio ou uma FRPPRGLW\. Segundo Pilipovic (1997) derivativo de um
bem pode ser entendido como um contrato cujo valor é uma função de seu preço VSRW. Os derivativos englobam uma
variada espécie de instrumentos, entre os mais conhecidos estão: contrato a termo, contrato futuro, VZDSV e opções.
&RQWUDWRDWHUPR)RUZDUG É um contrato de compra ou venda um ativo numa data futura por um determinado
preço. Geralmente são acordos particulares, fechados entre dois agentes, sendo pouco negociados em bolsas abertas.
Uma das partes do contrato a termo assume uma posição comprada e concorda em comprar um ativo em uma data
específica por certo preço. A contraparte assume uma posição vendida e concorda em entregar o ativo na mesma data
pelo preço acordado. Uma das características destes contratos é que eles não precisam seguir os contratos padrões de
uma bolsa, uma vez que a entrega do contrato pode ocorrer em qualquer data conveniente entre as partes.
&RQWUDWRIXWXUR Diferentemente dos contratos a termo que especifica uma única data de entrega do contrato, nos
contratos futuros há um período de entrega, que pode englobar vários dias. Os contratos futuros são padronizados em
uma bolsa que fixa a quantidade, qualidade, data de vencimento e local de entrega.
&RQWUDWRVGHVZDS Um VZDS é um acordo entre duas ou mais partes para troca de seqüências de fluxo de caixa
durante um período (Kolb 1999). Para que o VZDS ocorra, ambas as partes devem possuir riscos mutuamente exclusivos.
Estes tipos de contratos são bastante flexíveis, pois são feitos diretamente entre os agentes, não seguindo um padrão. No
Brasil este tipo de operação deve ser sempre registrada na Bolsa Mercantil de Futuros (BM&F), onde o contratante pode
exigir que sejam depositadas margens de garantias que cubram o risco da operação (Nascimento 2001).
&RQWUDWRVGHRSo}HV Este tipo de contrato se diferencia dos outros por reter um certo grau de flexibilidade sobre
as entregas futuras. A opção é um instrumento financeiro que dá ao titular, ou comprador um direito futuro sobre algo,
mas não uma obrigação. Neste caso, o vendedor possui uma obrigação futura, somente se for solicitado pelo comprador
do contrato. O comprador paga em data presente o prêmio, que é a remuneração do vendedor por ter assumido o risco
de tomar determinada posição no mercado em data futura.
A escolha do derivativo depende do tipo de risco que o agente quer controlar. No mercado VSRW, a principal
característica do contrato é a flexibilidade. Um contrato de opção pode reduzir o risco inerente a posição VSRW sem
comprometer a capacidade de ajuste e de especulação do a agente.
9DOXHDW5LVN
O risco de um contrato está associado ao fato de que seu retorno não pode ser conhecido previamente. Sob este
aspecto, o ponto de partida para mensurar o risco é o conhecimento da distribuição de probabilidades dos retornos. A
partir deste ponto, existem diferentes abordagens para medir e o risco.
A abordagem mais tradicional foi apresentada por Markowitz (1959). De acordo com a proposta do autor, o risco
pode ser representado pela medida estatística do desvio padrão, indicando se o valor médio (retorno esperado) é
representativo do comportamento observado.
Assim, ao se tomarem decisões de investimento com base em um
%
passa a revelar a dispersão em torno da média, enquanto o desvio padrão
resultado médio esperado, a variância
mede o risco da operação.
É interessante notar que uma parte relevante do risco pode ser diluída pela diversificação dos contratos, permitindo
a construção de um portfólio com características de retorno e risco mais atrativas do que a de qualquer contrato ou ativo
isolado. O portfólio ótimo pode ser encontrado pela análise do grau de correlação que um ativo possui com outro, de
forma a minimizar o risco, fixando uma taxa de retorno desejada. Matematicamente, o problema se resume em:
0LQ
&
&
:( :' σ ( '
∑
( ∑
(
,
&
=1
V.D
=1
:( ( ( 5( ) = ( ( 5) )
∑
( '
&
(1)
≠
:( = 1
∑
( '
≠
onde: :*
fração investido nos ativos L;
covariância entre os ativos L e M;
Q
número total de ativos que compõe o portfólio;
(5* retorno esperado do ativo i;
(5- retorno desejado para o portfólio.
* +,
Em 1994 o banco J.P Morgan, com a introdução de seu 5LVN0HWULFV V\VWHP, popularizou um outro conceito de
mensuração de risco: o 9DOXHDW5LVN (VaR). O VaR pode ser definido como a perda em unidades monetárias, num dado
espaço de tempo, com uma certa probabilidade de ocorrer (Mollica 1999). Em ontras palavras, o VaR mede o retorno
mínimo de um investimento dado um nível de confiança ( ). Por exemplo, podemos imaginar um investimento com
uma distribuição normal para os retornos esperados, para uma aplicação de R$10.000,00 e um desvio padrão de R$
3.000,00 e igual a 95%, que numa distribuição normal corresponde a 1,65 devios padrões. Neste caso o VaR é dado
por:
VAR = E(R) – (1- VAR = 10000,00 – (1,65).(3000,00) = 5050,00
(2)
onde: (5 retorno esperado;
nível de confiança;
desvio-padrão.
A interpretação deste resultado é que existe uma probabilidade de 95% do retorno do investimento ser superior que
o valor de R$5.050,00.
Para calcular o VAR deve-se levar em conta e estimativa do tempo onde será retirada a série histórica e o nível de
confiança. Bancos normalmente utilizam um nível de confiabilidade muito alto, em torno de 95% e 99% e sua
mensuração é diária. Fundos de pensão podem utilizar o tempo de um mês, pois seu objetivo é o retorno no longo prazo.
É extremamente sensível a janela de tempo utilizada para a construção da distribuição empírica do portfólio.
A inclusão ou não de períodos com eventos RXWOLHUV ou de longos períodos de pouca oscilação nos retornos produz
grandes diferenças nos resultados (Mollica 1999).
&RQWUDWRVFRPRSo}HV
Imagine uma empresa de distribuição de eletricidade (DISCO) que opere no mercado brasileiro, vendendo energia
por uma tarifa regulada W. Tal empresa pode obter eletricidade, para satisfazer a demanda de seus consumidores, de uma
ou mais geradoras de energia elétrica (GENCO). De acordo com as atuais regras do setor, a compra de energia pode ser
efetuada através de contratos futuros bilaterais ou no mercado VSRW do MAE. Entretanto, por força legal, ela deve
contratar pelo menos 95% de sua demanda, podendo manter o restante como margem de modulação.
Os contratos futuros implicam em um período de fornecimento e em um preço fixo S. O preço do mercado VSRW é
resultado da utilização de uma cadeia de modelos computacionais NEWAVE e DECOMP que calculam o custo
marginal de operação (CMO) de cada submercado, respectivamente, em base mensal e semanal. Tal modelo empresta
grande volatilidade ao preço VSRW, como visto na figura 1, dado a influência das precipitações pluviais. A tabela 1
oferece um resumo estatístico dos dados referentes a figura 1.
Tabela 1. Resumo estatístico do comportamento do preço VSRW.
Contagem de dados
Média
Desvio-padrão
Variância
Nível de confiança de 95%
53
9,674
5,617
31,547
1,548
Sendo assim, o problema da DISCO é inferir um consumo esperado (' para um período qualquer e contratar a
quantidade 4. necessária de energia pelo preço de fornecimento S, reservando uma quantidade esperada 4/ para
modulação e ajustes, ao preço corrente V, no mercado VSRW. Como exemplo numérico podemos ter:
('
4. 4/ S
V
0:K
0:K
0:K
50:K
50:K
Assim, o custo esperado de obtenção de energia elétrica (&0 da DISCO no mercado VSRW pode ser resumido
como:
(&0 (4/ (V
(&0 (&0 5
(3)
Imagine agora que tal empresa realize um contrato de opção para proteger a parcela da demanda espera que não é
coberta pelo contrato de futuro. A opção prevê, por exemplo, que havendo a necessidade de uma nova compra de
energia durante o período de 1 ano a GENCO se compromete com o fornecimento desta pelo preço de exercício S, igual
ao praticado no contrato de futuro. Evidentemente, a opção só será exercida se o preço VSRW V for superior ao preço de
exercício S. Em contrapartida a DISCO paga um prêmio &1 pelo direito à opção. A figura 2 indica o comportamento do
preço no mercado VSRW protegido por um contrato de opção.
Figura 2. Variação do preso VSRW no sudeste, carga média, de Mar-2002 - Fev-2003, protegido com contrato de opção.
A tabela 2 oferece o resumo estatístico dos dados referentes ao comportamento do preço com o contrato de opção
limitando o preço máximo.
Tabela 1. Resumo estatístico do comportamento do preço VSRW com contrato de opção.
Contagem de dados
Média
Desvio-padrão
Variância
Nível de confiança de 95%
53
7,254
2,427
5,891
0,669
Nesse caso, o custo esperado de obtenção de energia elétrica (&0 é modificado para:
(&0 4/ S &1 S SUHoRPpGLRHVSHUDGRFRPDSURWHomRGDRSomR
(4)
No nosso exemplo numérico:
(&0 &1 (&0 5&1!2 É interessante notar que a inclusão do contrato de opção incorporou um novo custo de transação dado pelo prêmio
&1 . A dimensão do mesmo vai determinar a viabilidade do KHGJH. O retorno esperado dos contratos utilizando opções,
tanto para a DISCO quanto para a GENCO, deve ser sempre maior ou igual ao retorno esperado dos contratos sem a
utilização do derivativo. Para isto ocorrer, o valor de &1 deve ser igual a antecipação monetária, dada a inflação e a taxa
de juros para o período, da diferença entre o custo da compra de energia sem e com contrato de opção.
&1 = 1.354.360,00 - 1.015.560,00
&1 = R$ 338.800,00.
Assim, é possível, utilizando um contrato de opção, manter a mesma flexibilidade, o mesmo retorno esperado e o
mesmo custo para uma dada transação de compra de energia elétrica e reduzir significativamente o risco da operação. A
utilização do contrato de opção comprime o desvio padrão do preço esperado para o período, reduzindo a perda. Logo o
YDOXHDWULVN do custo esperado com o contrato de opção é menor e, portanto, mais interessante que o contrato VSRW.
VAR = 140.000(9,674) + 140.000(1,548)(5,617) = R$ 2.571.676,24
VARh = 140.000(7,254) + 140.000(0,669)(2,427) = R$ 1.242.872,82.
&RQVLGHUDo}HVILQDLV
As firmas que operam no mercado brasileiro de energia elétrica estão mergulhadas em um ambiente de incerteza,
onde cada decisão estratégica envolve um risco e uma possibilidade de retorno. Em tal contexto as firmas buscam
combinar contratos, utilizados para estabelecer garantias, com flexibilidade suficiente para permitir ganhos oportunistas.
O atual modelo brasileiro prevê que tal combinação deve ser feita através de duas transações básicas: contratos de
longo prazo e contratos VSRW. Sendo a flexibilidade associada ao segundo tipo de contrato.
Entretanto, o preço do mercado VSRW, calculado pelos programas computacionais NEWAVE e DECOMP, tem
apresentado séries históricas com grande volatilidade e muita fragilidade em estabelecer um sinal de mercado para os
agentes. Sendo assim, o risco de manter posições à vista no mercado tem sido muito elevado, prejudicando a escolha
por maior flexibilidade. Nesse sentido, a decisão de utilizar um contrato de opção relacionado com o preço spot permite
que a firma estabeleça uma posição mais ágil com riscos significativamente menores.
Obviamente, a introdução de um novo contrato é acompanhada de novos custos de transação. Entretanto, tais
custos podem ser compensados pelas economias geradas pela própria natureza do contrato de opção que reduz o preço
médio da compra de energia. Por outro lado, com a redução do risco, é possível diminuir o custo do mesmo sobre o
retorno esperado, uma vez que, ao mesmo grau de confiança, reduz a perda esperada.
É interessante notar que a adoção de um contrato de opção não implica no prejuízo na remuneração da GENCO.
Pelo contrário, numa transação justa ela é garantida e parte da incerteza da GENCO desaparece.
5HIHUrQFLDV
Correia, T. B. et al., 2003, “Custos de transação e economias institucionais: O papel do estado na regulação do mercado
de contratos”, em anais do III Congresso Brasileiro de Regulação de Serviços Públicos Concedidos, Gramado -RS.
Jorion, P., 1997, “Value at Risk: The New Benchmark for Controlling Market Risk”, McGraw-Hill.
Keynes, J., 1983, “A Teoria Geral do Emprego, do Juro e da Moeda”, São Paulo: Abril Cultural.
Kolb, R. W., 1999, “Futures, Options, & Swaps”. Blackwell Publishers, 3ª Edição.
Pilipovic, D.,1997, “Energy Risk: Valuing and Managing Energy Derivatives”, McGraw-Hill.
Markowitz, H., 1959, “Portfolio Selection”, New York: John Wiley e Sons.
Mollica, M. A. 1999, “Uma avalia¸c˜ao de modelos Value-at-Risk: Comparação entre métodos tradicionais e modelos
de variância condicional”, Dissertação de Mestrado, Universidade de São Paulo.
Munhoz, F. C., T. B. Correia, e S. M. G. Guerra, 2003. “Expansão na geração elétrica no Brasil: Conseqüências da
introdução da lógica privada no setor”. em 51º Congreso Internacional de Americanistas, Chile.
Nascimento, J.; Nunes, H., 1999, “A utilização de instrumentos financeiros na gestão de risco na comercialização de
energia elétrica.” XVI SNPTEE, Campinas - SP.
Williamson, O. E. 1985, “The Economic Institutions of Capitalism”, New York: The Free Press.
&RS\ULJKWQRWLFH
The authors are the only responsible for the printed material included in their paper.