Gerenciamento de Riscos nas Contratações de Energias Complementares Victor Fonseca Soares Consultor

Transcrição

1 Gerenciamento de Riscos nas Contratações de Energias Complementares Victor Fonseca Soares Consultor 1/22

2 Tópicos 1. Motivos para a gestão de risco 2. Risco versus retorno e controle de riscos 3. Estudo de caso Consumidor livre 4. Conclusões 2/22

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4 Mercado de Energia Qual o conceito de risco e incerteza? Por que é interessante economicamente gerenciar riscos? Como é realizada a Gestão de Risco nas corporações? RETORNO Aumento da riqueza do acionista -Aumento do retorno - Redução do risco Mercado Cativo Mercado Livre VPL positivo RISCO Respeitar a curva de aversão ao risco 4/22

5 Gestão de Risco Qual o conceito de risco e incerteza? Por que é interessante economicamente gerenciar riscos? Como é realizada a Gestão de Risco nas corporações? Identificação dos Riscos Mensuração das expectativas de perda Decisão sobre o tratamento a ser dado ao risco Riscos Estratégicos Riscos do Negócio Riscos Financeiros Riscos de Mercado Risco de Crédito Risco de Liquidez 5/22

6 Gestão de Risco Qual o conceito de risco e incerteza? Por que é interessante economicamente gerenciar riscos? Como é realizada a Gestão de Risco nas corporações? Identificação dos Riscos Mensuração das expectativas de perda Decisão sobre o tratamento a ser dado ao risco Probabilidade Severidade Política de Riscos Exposição 7/22

7 Tópicos 1. Motivos para a gestão de risco 2. Risco versus retorno e controle de riscos 3. Estudo de caso Consumidor livre 4. Conclusões 8/22

8 Redução de Perdas x Controle Custos Gerais Custos Mínimo Custo do controle Perdas de risco Intensidade dos controles À princípio, o custo do controle não deve ser maior que a perda. 9/22

9 Ajustes do Mercado PLD (R$/MWh) R$ 800 R$ 700 R$ 600 R$ 500 R$ 400 R$ 300 R$ 200 R$ 100 Histórico PLD Mensal - Preços Médios Norte Nordeste Sul Sudeste 1 2 Controles do mercado Curva de aversão ao risco Lastro de energia Energia de reserva Garantias Financeiras / Nova metodologia Nível meta R$ - set/00 mar/01 set/01 mar/02 set/02 mar/03 set/03 mar/04 set/04 mar/05 set/05 mar/06 set/06 mar/07 set/07 mar/08 set/08 Exposição $ Custo - $ 10/22

10 Ajustes do Mercado Probabilidade Perdas esperadas Reserva interna Perdas não esperadas Garantias Financeiras Perdas não esperadas para as quais não é possível alocar capital Limites no risco de mercado $ Perda Financeira $$$$ 11/22

11 Tópicos 1. Motivos para a gestão de risco 2. Risco versus retorno e controle de riscos 3. Estudo de caso Consumidor Livre 4. Conclusões 12/22

12 Consumidor Livre Caso 1 Consumo 20% Contrato de curto prazo 80% Contrato bilateral Jan São muitas as incertezas: Período Quanto contratar? Dez Qual será a carga? Qual é a variável econômica relacionada? Qual impacto em cenários adversos? Por qual período? Quanto vale a flexibilidade? Qual será o preço? 13/22

13 Caso 1 - Premissas - Período de análise igual à 1 ano - Ano de contratação Série de PLD utilizada do último PMO (maio) - Custo do contrato bilateral de R$ 135,00 / MWh - Não foi considerado taxa de desconto - Não foi considerado o custo das garantias financeiras - O valor do spread de curto prazo foi de R$ 12,00 / MWh 14/22

14 Caso 1 - Resultados R$ / MWh R$ 700 R$ 600 R$ 500 R$ 400 R$ 300 R$ 200 R$ 100 R$ - Composição Contrato do Bilateral custo PLD curva de valores 80% - Contrato Bilateral Custo do mix 20% - PLD + Spread R$ 135 / MWh Ponto de Equilíbrio PLD med esperado R$ 74 / MWh 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% Probabilidade acumulada Cenário Úmido Cenário Seco Resultado esperado Ponto de Equilíbrio R$ 125 / MWh 17% Cenário (90-100%) Cenário (90-95%) R$ 167 / MWh R$ 149 / MWh 15/22

15 Energia Complementar Geração R$ 125,00 / MWh Jan Safra Dez Qualquer mecanismo, em que a energia disponível seja deslocada para os meses fora do período de geração, acarreta maiores custos ou riscos. À princípio, a venda da energia flat exige um prêmio. 16/22

16 Consumidor Livre Caso 2 Consumo PLD + Spread R$ 125 / MWh PLD + Spread R$ 135 / MWh Jan Dez Energia curto prazo - 20% do volume anual Energia complementar - 28% do volume anual Contrato bilateral - 52% do volume anual 17/22

17 Caso 2 - Resultados R$ 150 R$ 140 R$ 130 R$ 120 R$ 110 R$ 100 Probabilidade acumulada Menor custo Menor risco 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% Resultado esperado Ponto de Equilíbrio R$ 121 / MWh 12% Cenário (90-100%) Cenário (90-95%) R$ 157 / MWh R$ 142/ MWh Caso 1 Caso 2 Contrato Bilateral

18 Consumidor Livre Caso 3 Consumo Jan Dez Energia curto prazo - 20% do volume anual Energia complementar - 34% do volume anual Contrato bilateral - 52% do volume anual 18/22

19 Caso 3 - Resultados R$ 150 R$ 140 R$ 130 R$ 120 R$ 110 R$ 100 Menor custo Menor risco 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% Resultado esperado Ponto de Equilíbrio R$ 123 / MWh 9% Cenário (90-100%) Cenário (90-95%) R$ 148 / MWh R$ 137 / MWh Caso 1 Caso 2 Caso 3 Contrato Bilateral 19/22

20 Quadro de Resultados Resultado Esperado Ponto Eq. 0-10% piores 5-10% piores 100% Contratado R$ 135 0% 100% C. Prazo R$ 86 17% R$ (149) R$ (61) Caso 1 R$ % R$ (32) R$ (14) Caso 2 R$ % R$ (22) R$ (7) Caso 3 R$ 123 9% R$ (13) R$ (13) R$ (2) 20/22

21 Tópicos 1. Motivos para a gestão de risco 2. Risco versus retorno e controle de riscos 3. Estudo de caso Consumidor Livre 4. Conclusões 21/22

22 Conclusões - Energias complementares oferecem a oportunidade de redução de custos. - Com informação e estudo, é possível conciliar redução de custo e de risco. - Diante das incertezas de mercado, faz-se necessário o Gerenciamento de Riscos. - A gestão de risco pode abranger, além de preço, outras variáveis como cenários de produção, PIB, câmbio, etc. 22/22

23 Muito Obrigado!