Aperfeiçoando os mecanismos de mitigação de riscos

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1 Aperfeiçoando os mecanismos de mitigação de riscos Diretor Presidente Iguaçu Comercializadora de Energia Elétrica Ltda.

2 1. Riscos e mitigadores existentes O Ambiente de Contratação Livre (ACL) é, atualmente, muito pouco eficiente do ponto de vista de administração de riscos. Isto porque suas regras e limitações impedem ou desestimulam a utilização/criação de ferramentas apropriadas para transferir/mitigar riscos entre agentes de mercado. O modelo regulatório vigente no setor elétrico por sua vez, ao mesmo tempo em que cria todos os mecanismos de garantia de atendimento do Ambiente de Contratação Regulada (ACR), ignora completamente as necessidades de garantia de fornecimento de energia elétrica ao ACL. Com relação a regra de formação do Preço de Liquidação de Diferenças (PLD), nota-se claramente o desconforto do mercado ao verificar decisões por parte do Operador Nacional do Sistema (ONS) que acabam resultando em valores de PLD muito diferentes daqueles projetados, mesmo quando esta projeção é feita para um período curtíssimo, como o semanal. Tais decisões se baseiam em premissas técnicas de operação muito questionáveis pelos agentes do mercado. Diante deste cenário, o ACL vem tendo sua atuação limitada, resultando em uma diminuição do volume de negócios de compra e venda de energia, no desestímulo a migração de novos consumidores e também na quase inexistência de criação de novas ferramentas de troca de risco entre agentes. Este trabalho mapeou abaixo os principais riscos existentes em cada tipo de operação dos agentes do ACL e do ACR, assim como os mecanismos mitigadores existentes e suas deficiências. Em seguida, no item 2, o trabalho propõem algumas ações práticas e relativamente fácil de serem implementadas, visando aperfeiçoar os mecanismos de mitigação existentes, assim como a criação de novos mecanismos, de forma a mudar a situação de estagnação atual que se encontra o setor elétrico brasileiro. a) Geradores de Energia: Os principais riscos operacionais, os mitigadores e seus problemas enfrentados pelos geradores de energia são: RISCO: MITIGADOR EXISTENTE: PROBLEMAS: -Máquina. -Performance Bond -Custo muito alto; -Seguro de Lucros -Prazo inferior ao Cessantes. necessário; -Hidrologia -Mecanismo de -Mecanismo de (hidrelétrica). Realocação de Redução da Energia (MRE). Assegurada (MRA). -Combustível -Contrato de compra -Não garante (térmica). de matéria-prima de disponibilidade física; longo prazo/troca de -Custo desconhecido. matéria-prima.

3 a.1) a.2) Máquina: a performance e a disponibilidade das máquinas (principalmente do conjunto turbina-gerador) para a produção de energia são riscos intrínsecos do negócio. Para o risco de performance, é muito comum se utilizar de um mecanismo de proteção conhecido como Performance Bond, que nada mais é que um seguro (normalmente emitido por uma seguradora) com o objetivo de garantir a performance de um determinado equipamento de um certo fabricante. Este recurso é muito custoso e normalmente tem restrições que impedem a total cobertura do risco. Quanto ao risco de disponibilidade de máquina, no caso das usinas hidrelétricas, este índice é muito alto (acima de 88% do tempo) graças as manutenções preventivas que são escalonadas de modo a não impactar no resultado econômico da usina e a tecnologia já muito bem dominada destes equipamentos. Já na termoeletricidade, o índice de disponibilidade depende muito do combustível utilizado e também do tipo de operação (despacho centralizado, geração na safra, etc..) da usina. Para todos os riscos descritos neste item, não existe hoje no mercado nenhuma ferramenta mitigadora, além da própria contratação de energia física, cuja oferta é irregular, incerta e o custo desconhecido. Matéria-prima: a disponibilidade da matéria-prima para geração de energia, seja ela um combustível (biomassa, vapor industrial, gás natural, carvão, óleo diesel, óleo pesado entre outros) ou a própria água, tem características muito específicas, conforme descrito a seguir: Usinas Térmicas: o risco de disponibilidade de combustíveis está diretamente relacionado ao mercado fornecedor do combustível e no caso de co-geração, o risco é totalmente relacionado com a operação principal do negócio (açúcar e/ou álcool no caso da indústria sucroalcooleira). Este risco é acentuado quando a usina térmica é despachada pelo ONS, por ordem de mérito de custo. O mercado vem tentando mitigar este tipo de risco através de contratos de compra de matéria-prima de longo prazo, com multas pesadas no caso de inadimplência do fornecedor, ou ainda trocando a matériaprima por outra de poder calorífico equivalente; entretanto estes mecanismos, além de terem um custo desconhecido (pois normalmente as matérias-prima são commodities com cotação internacional em dólar), não constituem garantias plenas da disponibilidade física da mesma (vide o caso do gás natural comprado da Petrobrás). Usinas Hidrelétricas: o regime hidrológico brasileiro é razoavelmente conhecido pelos técnicos do setor e inclusive é o principal aspecto que define o projeto básico de um potencial hidráulico. Dessa forma e considerando-se que o sistema elétrico brasileiro é predominantemente hidráulico, foi criado o Mecanismo de Realocação de Energia (MRE). O MRE é um mecanismo financeiro de proteção das usinas hidrelétricas participantes contra as oscilações do PLD. O MRE trabalha no formato de um grande condomínio onde todas as usinas hidrelétricas com capacidade instalada maior que 50 MW estão obrigadas a participar. Este mecanismo, como o próprio nome diz, realoca virtualmente energia entre usinas hidrelétricas participantes, transformando a curva de geração típica de uma usina

4 hidrelétrica em uma energia constante durante todo o ano para fins de comercialização. Em termos práticos, é um mecanismo que dissocia a geração física de energia de cada usina (mesmo porque o despacho da usina é comandando centralizadamente pelo ONS e não é, portanto, um arbítrio do operador da usina) de sua situação comercial (contratos de venda de energia). Cada usina hidrelétrica participante recebe uma energia assegurada pelo MRE (que normalmente é pouco inferior a energia firme definida em projeto pela ANEEL) a qual corresponde ao montante de energia que esta usina contribui para o condomínio e como contrapartida, o condomínio garantirá à usina como um backup. Este backup serve então para proteger a usina contra as oscilações do preço PLD de energia, em momentos distintos: quando o regime hidrológico for favorável (período úmido) ou desfavorável (período seco). O MRE é, portanto, um mecanismo eficiente de hedge; entretanto não mitiga totalmente o risco hidrológico, uma vez que caso a hidrologia de todo o condomínio seja muito desfavorável (resultando em produção de energia inferior a somatória das energias asseguradas individuais de cada usina), não existirá lastro físico de energia para garantir financeiramente todas as usinas participantes e, nesse caso, acontece o Mecanismo de Redução da Assegurada (MRA), que diminui a somatória da energia assegurada de todas as usinas, expondo-as ao mercado de curto prazo e conseqüentemente ao PLD. Considerandose ainda que o PLD da energia no Brasil é, quase que exclusivamente, influenciado pelo regime hidrológico (o preço será tão maior quanto mais desfavorável for a afluência), em um cenário de afluência muito abaixo da média de longo termo, o MRE não pode ser considerado uma ferramenta que mitiga completamente o risco de exposição das usinas participantes ao PLD. b) Consumidores Livres: Sob o ponto de vista do consumidor livre, os riscos, mitigadores e seus problemas que foram identificados em sua operação no mercado livre são: RISCO: MITIGADOR EXISTENTE: PROBLEMAS: -Variação no preço -Contrato de compra de -Este tipo de contrato da energia longo prazo com saz.+ é cada vez mais raro/ flex. + mod. horária. alto custo. -Operação de derivativo balcão. -Custo alto; -Volume pequeno; -Pouco confiável; -Ajuste mensal -Mercado Spot. -Muito imprevisível (sobras/déficits). (hidrologia); -Precificação complexa e subjetiva (despacho do ONS);

5 b.1) Variação no preço da energia: o consumidor de energia elétrica brasileiro, quando exerce sua opção legal (Art. 15 da Lei de 07 de Julho de 1995 e Art. 26 da Lei de 27 de Maio de 1998) de se tornar livre, passa por uma imensa quebra de paradigma. O ACL é o ambiente onde transações de compra e venda de energia acontecem livremente entre geradores, comercializadores e consumidores livres. Como o próprio nome diz, o ambiente permite que estes agentes definam livremente os direitos e obrigações de cada um nos contratos de compra e venda de energia elétrica, principalmente o preço. Dessa forma, o este contrato é o melhor instrumento existente de proteção contra o risco de exposição dos consumidores livres ao preço da energia de médio e longo prazo. O problema existente é que o parque de geração de energia elétrica brasileiro é altamente concentrado (80% pertence a menos de 10 empresas) e com o agravante de que estes players são, em sua maioria, geradores estatais (Chesf, Eletronorte, Furnas, Cesp, Copel e Cemig). Conseqüentemente, há pouca concorrência na geração de energia, refletindo na restrição de oferta de energia, que se torna mais evidente e perigoso quando o valor do PLD ultrapassa o Custo Marginal de Expansão, resultando numa total ausência de oferta de venda de energia de médio e longo prazo. Neste cenário, o consumidor livre que tenha alguma exposição ao mercado (parte ou a totalidade do consumo sem contratos de compra de energia) está totalmente a mercê do PLD, pois não consegue zerar sua posição no médio e longo prazo e fica totalmente inseguro de expandir ou até mesmo manter seu consumo de energia atual. Atualmente este risco de exposição vem sendo mitigado pelos consumidores livres através de (i) contratos bilaterais de energia de médio e longo prazo que permitem flexibilizar o montante de energia contratado (por meio de dispositivos contratuais como sazonalização, flexibilidade ex-post e modulação horária do montante contratado) os quais são cada vez mais raros e de alto custo; ou (ii) por meio de operações de derivativo (Call, Put, Collar, Swap de energia), que por serem operações balcão, são muito ilíquidas, pouco acessíveis aos consumidores livres e pouco confiáveis, pois o risco de inadimplência é totalmente concentrado nas partes envolvidas. b.2) Ajuste mensal (sobras/déficits): todo eventual déficit de energia de curto prazo dos consumidores livres é atualmente comprado no chamado mercado de ajuste, que ocorre nos primeiros dias úteis posteriores ao fechamento do mês em questão. Esta negociação é sempre baseada no valor médio do PLD do mês em questão, adicionado um prêmio (normalmente entre 3% e 100% do PLD). Sendo assim, o consumidor livre que tenha este déficit comercial de energia no curto prazo, sempre correrá o risco do valor do PLD o qual é muito imprevisível, dado o nível de correlação com a afluência. Além da dependência em relação à afluência, existe ainda outro risco implícito no PLD que é a complexidade do despacho do ONS por ordem de mérito de custo. Essa complexidade é tamanha, que chega a despertar questionamentos sobre o grau de objetividade do mesmo.

6 Com relação a eventuais sobras de energia, o consumidor livre é hoje obrigado a liquidá-la na própria CCEE, ao valor do PLD. Os riscos aqui existentes são: (i) o próprio valor do PLD; (ii) a inadimplência geral da CCEE (no mês de Janeiro/08 atingiu 8,3% - R$ 95 milhões); (iii) o descasamento no fluxo de caixa (normalmente o crédito ocorre entre o 46º e o 50º dia útil subseqüente, enquanto o pagamento pela compra de energia acontece no 10º dia útil subseqüente); e (iv) a incerteza do recebimento do crédito (durante todo o período de racionamento de 2001, a liquidação da CCEE ficou paralisada). c) Comercializadores de Energia: Para os comercializadores de energia elétrica, agente este cuja essência é a administração de riscos existentes no setor elétrico, o grande problema existente no mercado é a falta de liquidez de oferta de venda de energia tanto curto, quanto no médio e longo prazo, conforme descrito a seguir: RISCO: MITIGADOR EXISTENTE: PROBLEMAS: -Liquidez. -Mercado Longo Prazo -Pouca flexibilidade; X Curto Prazo -Imprevisibilidade -Média móvel. -Não permite zerar a posição ex-ante. O comercializador de energia tem a característica regulatória de poder comprar e vender contratos de energia. Conhecendo o funcionamento do mercado e da precificação do PLD, em tese o comercializador é capaz de assumir o risco do valor futuro do PLD e administrar este risco, repassando-o a outros comercializadores ou arbitrando estes valores de PLD contra expectativas futuras do mesmo. É importante frisar que, para que esta função de administração de risco seja eficiente a ponto de atender bem as mais diversas necessidades dos agentes do ACL, é fundamental que o ACL tenha um volume de liquidez mínimo, que permita aos administradores de risco, saírem de suas posições realizando lucro ou prejuízo. O que ocorre entretanto, no ACL, é justamente o contrário: em momentos onde o valor do PLD se aproxima do máximo ou do mínimo regulatório, a liquidez do mercado desaparece, criando um cenário onde o comercializador não tem escolha; em outras palavras, quando o PLD sobe muito, o comercializador que está vendido em contratos de energia, não consegue zerar sua posição realizando o prejuízo. Algo muito semelhante acontece quando o valor do PLD se aproxima do mínimo e o comercializador que está comprado também não consegue sair da posição. Isto ocorre única e exclusivamente pela falta de liquidez, causada pela excessiva concentração da oferta de energia física entre poucos players, sendo que destes poucos existentes, a maioria ainda é estatal, cuja agilidade comercial fica comprometida pelo Art. 54 do Decreto de 30 de Julho de Dessa forma, entende-se que o maior risco existente na comercialização de energia é exatamente a falta de liquidez de oferta de compra e de venda de energia, que compromete muito a atuação destes agentes e, para isso, não existe mitigador. d) Distribuidoras de Energia:

7 Para as distribuidoras de energia elétrica, o mais importante de todos os riscos comerciais é o do nível de contratação, conforme descrito a seguir: RISCO: MITIGADOR EXISTENTE: PROBLEMAS: -Nível de contratação. -A-1 / MCSD; -Pouquíssima liquidez quando PLD está alto; -Geração Distribuída; -Mercado Spot. - Pass Through pelo VR inviabiliza a contratação; -Custo imprevisível. O novo marco regulatório (estabelecido pelo Decreto de 30 de Julho de 2004) do setor elétrico teve como principal mudança (quando comparado ao marco anterior) a restrição da liberdade comercial das distribuidoras, que passaram a somente poder contratar suas necessidades de energia a partir dos leilões federais de compra ou licitações promovidas pelas mesmas. Este engessamento comercial obrigou as distribuidoras a planejarem seus mercados de maneira muito precisa, pois a regulamentação admite apenas o repasse de 4% de margem de erro à tarifa de suprimento. Além disso, existe o agravante de que o leilão federal A-1 somente permite que as distribuidoras comprem 1% do montante de energia contratado no respectivo A-5; ou seja, é um mecanismo de ajuste de mercado limitadíssimo! Além do A-1, as distribuidoras podem ainda tentar trocar entre si, suas posições de sobras e déficits no MCSD; entretanto novamente este mecanismo falha no momento que o PLD sobe a valores acima do PLD, quando as distribuidoras com energia excedente preferem liquidá-la na CCEE ao valor do PLD. O único mecanismo permitido pela regulamentação para compra de energia pela própria distribuidora é aquela feita com a Geração Distribuída 1 ; entretanto o preço máximo que a distribuidora pode pagar por essa energia (para ter o repasse deste custo garantido às suas tarifas de fornecimento) é o equivalente ao Valor de Referência (VR) 2, o qual é inferior ao custo marginal de expansão da geração, sendo portanto um desestímulo para a oferta dessa energia que, como alternativa, busca contratos no ACL por valores superiores. O resultado das amarras regulatórias para as distribuidoras é a exposição involuntária das mesmas ao PLD, normalmente como credoras. Há também casos de exposição como devedoras, em função de o preço máximo de compra do leilão A-1 ser limitado ao VR, o que afugenta as ofertas de venda de energia, pois o ACL hoje é comprador dessa mesma energia por valores superiores ao VR. Além da exposição involuntária e da falta de 1 Art. 14 do Decreto de 30 de Julho de 2004: Art. 14. Para os fins deste Decreto, considera-se geração distribuída a produção de energia elétrica proveniente de empreendimentos de agentes concessionários, permissionários ou autorizados, incluindo aqueles tratados pelo art. 8º da Lei nº 9.074, de 1995, conectados diretamente no sistema elétrico de distribuição do comprador, exceto aquela proveniente de empreendimento: I - hidrelétrico com capacidade instalada superior a 30 MW; e II - termelétrico, inclusive de cogeração, com eficiência energética inferior a setenta e cinco por cento, conforme regulação da ANEEL, a ser estabelecida até dezembro de Parágrafo único. Os empreendimentos termelétricos que utilizem biomassa ou resíduos de processo como combustível não estarão limitados ao percentual de eficiência energética prevista no inciso II do caput. 2 Valor de Referência é a média do preço de energia contratada nos certames federais de compra de energia e é válido para cada ano.

8 mecanismos para evitá-la, a regulamentação atual também resultou em um enxugamento da liquidez de oferta de energia para o ACL, visto que as distribuidoras estão impedidas de vender bilateralmente ou mesmo através de processo público, suas eventuais sobras de energia. Ao ficarem expostas como credoras na CCEE, as distribuidoras correm todos os riscos existentes nessa operação (descasamento do fluxo de caixa, inadimplência, aumento das garantias exigidas, etc...). Ao ficarem expostas como devedoras, correm o risco do PLD alto, que acaba por destruir toda a estratégia regulatória de compra de energia barata, visando a modicidade tarifária. Conclui-se dessa maneira, que o atual cenário regulatório para compra de energia pelas distribuidoras é muito ineficiente, pois as expõem desnecessariamente ao risco do PLD em função dos seus níveis de contratação e do engessamento da ferramenta de ajuste.

9 2. Como aperfeiçoar os mecanismos mitigadores de risco? Examinando os problemas enfrentados pelos agentes do ACL e também do ACR, buscou-se estruturar algumas propostas que (i) resultem em uma melhoria da eficiência dos mecanismos mitigadores de riscos existentes e; (ii) criem novas ferramentas de mitigação dos riscos identificados no item 1 deste trabalho. Estas sugestões são baseadas na combinação de: AUMENTAR A LIQUIDEZ + MAIOR TRANSPARÊNCIA + MELHORES GARANTIAS FINANCEIRAS A falta de liquidez é atualmente o problema mais sério do ACL e deve-se principalmente pelo fato de a atividade de geração de energia elétrica estar fortemente concentrada em grandes grupos econômicos, sendo que destes, destaca-se o Sistema Eletrobrás, responsável hoje por mais de 39% da capacidade instalada do parque gerador do país. Este fato além de restringir muito a oferta de contratos de energia no ACL, ainda dificulta a criação de operações estruturadas de troca/mitigação de risco uma vez que as empresas sob controle federal devem atender aos preceitos de licitação pública, definidos tanto pela Lei quanto pelo Decreto 5.163, para qualquer tipo de contratação. Além disso, parte considerável da sobra de energia existente que poderia ser disponibilizada ao ACL, está contratada com as distribuidoras e consumidores livres. Esta energia está impedida legalmente de ser revendida a terceiros, sendo portanto, obrigatória sua liquidação na CCEE ao valor do PLD. A idéia deste trabalho é buscar aumentar a liquidez de ofertas de compra e venda de energia a partir do aumento da quantidade de vendedores e também a partir da criação de um mecanismo de proteção puramente financeiro. Com relação à transparência, é fundamental que os agentes do ACL possam entender com clareza, as macro e micro decisões que determinam preços e encargos, pagos pelos agentes. Neste sentido, se procurará neste trabalho, sugerir ações e medidas que diminuam o grau de subjetividade dessas decisões. No aspecto de garantias, o trabalho vai sugerir o fortalecimento da metodologia de cálculo de garantias, visando o espelhamento mais real do risco implícito de cada agente do setor elétrico. As sugestões mencionadas acima estão detalhadas a seguir:

10 AUMENTAR A LIQUIDEZ: AUTORIZAR CONSUMIDORES LIVRES E DISTRIBUIDORAS (ATÉ 5%) A VENDEREM ENERGIA EXCEDENTE NO MERCADO LIVRE. AUTORIZAR DISTRIBUIDORAS A VOLTAREM A COMPRAR ATÉ 5% DA NECESSIDADE DE ENERGIA NO MERCADO LIVRE. GARANTIR ISONOMIA ENTRE ACL E ACR NA CONTRATAÇÃO DA ENERGIA DE NOVOS EMPREENDIMENTOS DE GERAÇÃO, A PARTIR DE UMA LEILÀO DEVENDADOLOTEDEENERGIACORRESPONDENTEAPARTICIPAÇÃODO ACL NO MERCADO DE ENERGIA, ONDE DOS AGENTES DO ACL (CONS. LIVRES E COMERCIALIZADORES) OFERTARIAM PREÇOS CRESCENTE PELA ENERGIA. Ao autorizar tanto os consumidores livres quanto as distribuidoras a venderem bilateralmente suas sobras para qualquer outro agente do ACL, se aumentaria vigorosamente a oferta de energia no curto e médio prazo, aumentando muito a liquidez do ACL e permitindo uma melhor mitigação do risco PLD entre os agentes. Este aumento da oferta possibilitará que os comercializadores de energia consigam zerar suas posições com mais agilidade, melhorando a percepção do risco PLD e assim beneficiando a todos os agentes do setor elétrico. Visando evitar que as distribuidoras utilizem esta ferramenta para especular com a energia no curto prazo, seria importante limitar tanto o montante de energia que poderia ser vendido no curto prazo quanto o prazo destes contratos bilaterais. Neste sentido, sugere-se um limite de 5% do montante de energia contratada no leilão A-5 correspondente e o prazo máximo de 12 meses para os contratos bilaterais. Estes limites são, a princípio, suficientes para tornar estes contratos um mecanismo muito eficiente para ajustar os desvios de demanda do mercado das distribuidoras. É fundamental ainda dentro desta equação, permitir também que as distribuidoras possam comprar energia no curto prazo, nas mesmas condições da venda. O princípio da modicidade tarifária tem que ser respeitado e, para tanto, o repasse do saldo financeiro líquido das operações de compra e venda da energia negociada nestes contratos (de curto e médio prazo) seriam medidos na data do reajuste tarifário de cada distribuidora e ficariam limitados ao VR. A energia excedente que fosse negociada bilateralmente deixaria de ser liquidada compulsoriamente na CCEE, diminuindo assim drasticamente o valor das liquidações financeiras da câmara e diminuindo conseqüentemente tanto o risco de inadimplência quanto o volume de garantias exigidas. O risco sistêmico (inadimplência geral da CCEE) cairia também drasticamente e com isso se criaria um ambiente mais justo entre os agentes adimplentes, ao não precisarem arcar com o ônus dos agentes inadimplentes. Além disso, a maior oferta de energia no curto e médio prazo permitiria que geradores a comprassem, mitigando assim seus riscos de máquina e matéria-prima, ao retirá-los da exposição ao PLD. As sugestões apresentadas acima resultariam em benefícios para o mercado de curto e médio prazo, entretanto não influenciaria o longo prazo. Para tanto, a sugestão deste trabalho é permitir que os agentes do ACL (comercializadores e consumidores livres) possam comprar energia dos novos empreendimentos de geração, na proporção da participação do ACL no mercado total de energia elétrica. Com o intuito de estimular a competição entre os agentes do ACL pela compra dessa energia, sugere-se que seja feito um leilão convencional com preço mínimo pela energia, previamente ao leilão reverso do ACR (onde os interessados em investir no novo empreendimento de geração apresentam suas ofertas de venda de energia para as distribuidoras). Neste leilão do ACL, os

11 compradores (consumidores livres e comercializadores) se pré-qualificariam (para cumprir as exigências de financiamento do novo empreendimento) e concorreriam para comprar a energia ofertando preços crescentes. Caso o lote do ACL não fosse inteiramente vendido neste leilão, a sobra se tornaria livre para que o investidor do novo empreendimento de geração a utilizasse como melhor lhe conviesse. Este modelo de licitação de novos empreendimentos, onde o ACL compete para comprar a energia de seu lote (aumentando o preço da energia) previamente ao leilão do ACR, beneficiaria a todos, pois o investidor do novo empreendimento saberia antes do leilão do ACR, qual o preço médio da energia vendida aos agentes do ACL, o que lhe daria mais segurança para ofertar preços menores de venda da energia ao ACR. MAIOR TRANSPARÊNCIA: DEFINIÇÃO DE REGRAS OPERACIONAIS TÉCNICAS QUE COMPÕEM O DESPACHO DO ONS, DE MANEIRA A TORNÁ-LAS MAIS OBJETIVAS. APRESENTAÇÃO AO PÚBLICO DE UMA ATA DE CADA REUNIÃO DO CMSE, COM VOTO DE CADA MEMBRO, MOTIVAÇÃO E OBJETIVOS ALMEJADOS. O intuito desta sugestão é diminuir o possível subjetivismo do ONS quando da formação da pilha de despacho por ordem de mérito de custo. Como o parque gerador brasileiro é predominantemente hídrico (cujo custo de operação é o mais baixo existente), o principal norteador do despacho do ONS é exatamente o nível dos reservatórios das hidrelétricas e a afluência projetada para cada um deles. O estabelecimento de procedimentos-padrão de despacho em função dos níveis-meta semanais de cada reservatório e também o conhecimento de como são projetados o consumo de energia e as afluências de cada reservatório, são algumas das sugestões que melhorariam a transparência das decisões do ONS e trariam mais segurança para os agentes do ACL e do ACR. Além disso, sugere-se que as reuniões do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) sejam sucedidas de uma ata de conhecimento público, onde conste o voto de cada membro, os motivos das decisões tomadas e quais os objetivos esperados com as mesmas. Ao tornar mais transparente também as decisões do CMSE, tende-se a diminuir o custo do Encargo de Serviço do Sistema (ESS) ocasionado por despacho de usinas fora da ordem de mérito de custo, fruto de decisões políticas, subjetivas e duvidosas sob o ponto de vista técnico. MELHORES GARANTIAS FINANCEIRAS: ALTERAR METODOLOGIA DE CÁLCULO DE GARANTIAS FINANCEIRAS DE MODO A ESPELHAR MELHOR O RISCO DE CADA AGENTE NA CCEE. As garantias requeridas pela CCEE de cada agente devem espelhar exatamente o risco implícito desse agente. Nesse sentido, a CCEE já vem trabalhando em uma proposta junto com os representantes dos agentes que melhora o sistema atual de cálculo das garantias. A

12 princípio a proposta da CCEE será mais eficiente na mitigação do risco de inadimplência, pois incorpora o conceito de risco futuro em função da projeção do PLD e da exposição de cada agente ao mercado de curto prazo. É fundamental que o risco de inadimplência seja mitigado, assim como a incerteza sobre futuros créditos da CCEE, resultando em um ambiente mais justo para os agentes adimplentes. AUMENTAR A LIQUIDEZ + MAIOR TRANSPARÊNCIA + MELHORES GARANTIAS FINANCEIRAS: CRIAR OPERAÇÕES DE DERIVATIVO DE ENERGIA ELÉTRICA, ATRAVÉS DE CONTRATOS FUTUROS DE OPÇÃO DE COMPRA E VENDA (Call e Put) COM VENCIMENTO MENSAL, NEGOCIADOS BILATERALMENTE ENTRE AGENTES DA CCCE, REGISTRADOS NA PRÓPRIA CCEE, SEM LASTRO FÍSICO, COM VENCIMENTO MENSAL (Opções do tipo Financeira e Européia) E AJUSTE CONFORME A VARIAÇÃO DO PLD. GARANTIAS NO FORMATO DA BM&F. A sugestão deste tópico visa aumentar a liquidez e melhorar o sistema de garantias da mesma, reduzindo assim o seu risco de inadimplência. A idéia é constituir dentro da CCEE, um ambiente de negociação (eletrônica) de contratos futuros de energia. Seriam contratos de opção de compra (definido como Call) e opção de venda (definido como Put) de energia elétrica, com vencimento mensal do tipo européia (exercício somente no vencimento), financeira (sem entrega física), em lotes de 1 MW e negociados entre agentes da CCEE. Ao desvincular o contrato de opção da entrega física, o mesmo torna-se automaticamente um instrumento financeiro de proteção ( hedging ) contra a volatilidade natural do PLD e permite assim que os agentes da CCEE troquem posições/percepções de risco de maneira transparente (o sistema de contratação seria feito pelo próprio SINERCOM), objetiva, rápida e sem a interferência dos fatores de mercado (concentração da oferta física de energia em poucos geradores, etc...). Estes contratos de opção funcionariam nos moldes dos contratos de derivativo da maioria das commodities negociadas em bolsas de mercadorias e futuros (como soja, boi, ouro e outros metais). Com relação a garantia destes contratos, se adotaria a metodologia de cálculo existente na Bolsa de Mercadorias e Futuro (BM&F), com ajuste semanal conforme se atualizasse o PLD. Ao estabelecer um mercado futuro para energia, seria possível corrigir as distorções de mercado e ao mesmo tempo possibilitar uma melhor troca de riscos entre agentes do ACL e do ACR, no momento que se aumenta a liquidez financeira futura do PLD. Permitir-se-ia também que os riscos originados por problemas pontuais (como o desvio positivo da demanda projetada das distribuidoras, a falta de matéria prima das geradoras, as paradas não programadas de máquinas ou o atraso de obras de geração) fossem rapidamente mitigados no próprio mercado de energia entre lançadores (aqueles que vendem a opção) e titulares (aqueles que compram a opção para se protegerem). Para finalizar, considerando-se que a garantia destes contratos de opção fosse bem calibrada, os seus titulares poderiam utilizá-los como garantia de suas próprias exposições físicas na CCEE, reduzindo assim o custo de constituição de garantias e o risco de inadimplência da CCEE.