CONTRATOS DE ENERGIA: IMPACTOS DE CLÁUSULAS DE FLEXIBILIDADE

Autores: Fabíola Sena Vieira Silveira (fabiola@gpse.ufsc.br) Marciano Morozowski Filho (marciano@wisesystems.com.br) Ivana Costa Nasser (ivana@wisesystems.com.br) Cesar Lucio Corrêa de Sá Jr. (cesarsj@gbl.com.br) Endereço: UFSC / CTC / EEL / Labplan Caixa Postal 476 CEP 88040-900 Florianópolis SC Brasil Telefone: (48) 331 9731 Fax: (48) 331 7538 SILVEIRA, Fabíola Sena Vieira et al. Contratos de energia: impactos de cláusulas de flexibilidade. In: SEMINÁRIO de Planejamento Econômico-Financeiro do Setor Elétrico Brasileiro, 8., 2000, Brasília. Anais... Brasília: UFSC, 2000, 16 p. CONTRATOS DE ENERGIA: IMPACTOS DE CLÁUSULAS DE FLEXIBILIDADE 1. OBJETIVO A entrada em operação do Mercado Atacadista de Energia MAE, em Setembro de 2000, inicia uma nova etapa na comercialização de energia: livre negociação da energia assegurada e liquidação da energia não contratada ao preço MAE. Com isso, cresce a importância de um tema até agora pouco explorado: a gerência de riscos como mecanismo de viabilização financeira de um ativo. Esse mercado não dispõe ainda de mecanismos de gerenciamento de riscos sofisticados, como ocorre nos mercados de eletricidade mais maduros (Inglaterra e Estados Unidos, por exemplo). Porém, nada impede o estabelecimento de contratos com cláusulas de flexibilidade, que permitem tirar proveito da volatilidade do preço MAE, sem se expor aos riscos de uma planta sem contrato (merchant plant). Isso é particularmente importante no caso de centrais termelétricas com contratos take or pay, em que a flexibilidade operativa é geralmente limitada pelo contrato de suprimento de gás. Embora os atuais mecanismos de repartição de risco hidrológico (MRE, por exemplo) tornem este aspecto menos crítico no caso de centrais hidrelétricas, a falta de flexibilidade operativa pode afetar também centrais hidrelétricas em que a produção é definida, em grande parte, pela disponibilidade de vazão afluente (centrais a fio d água, p.ex.) ou por restrições de vazão defluente (rios navegáveis, p.ex.). Tanto num caso quanto no outro, a impossibilidade de modular a produção pode restringir a possibilidade de controlar os riscos (ou aumentar a rentabilidade das plantas) em função do CMO. Nesta situação, a possibilidade de modulação contratual pode ser um recurso atraente para delimitar riscos e/ou ampliar a lucratividade de plantas operacionalmente inflexíveis. O presente trabalho apresenta os benefícios potenciais de cláusulas de flexibilidade, como etapa intermediária entre os contratos iniciais e o posterior desenvolvimento de instrumentos de controle de riscos de mercado mais abrangentes e sofisticados, como é o caso de contratos futuros, a termo e de opções. Isto é feito através de uma análise comparativa de diversas modalidades de contrato de venda da energia produzida por uma central hidrelétrica vinculada ao MAE. As modalidades contratuais analisadas incluem um contrato bilateral e um contrato com cláusulas de flexibilidade. Adicionalmente, apresenta-se uma análise de sensibilidade frente a diversos cenários de preço, no caso do contrato bilateral, e frente a possíveis intervenções regulatórias (cap no CMO), no caso do contrato flexível.

2. CONTRATOS 2.1 Tipos de Contratos Em termos gerais, um contrato é um acordo a longo prazo entre pessoas físicas ou jurídicas (indivíduos, firmas ou agências públicas) a respeito das condições de venda de um bem ou serviço. As alternativas básicas aos contratos são os acordos de curto prazo (vendas no spot) ou a integração vertical (organização dentro de uma mesma firma ou agência). Toda a vez que um ativo ou commodity é trocado por dinheiro, surge um contrato, que pode ser um documento escrito, formal, ou um acordo "implícito". Todo contrato deve especificar: > Comprador e o vendedor > Forma e quantidade do ativo ou commodity a ser vendido; > Preço por unidade a ser pago na entrega; e > Local para entrega. O contrato pode conter cláusulas adicionais que determinam o tipo de contrato. Existem relativamente poucos tipos de contratos que se distinguem, em grande parte, pelas seguintes características: > tempo de entrega imediato; ou numa data futura especificada. > condições de entrega em um conjunto de circunstâncias definidas (contratos a termo e futuros) por decisão do comprador (opção de compra); e/ou por decisão do vendedor (opção de venda). > método de liquidação por entrega física (maioria dos contratos a termo, futuros e de opção); por pagamento em dinheiro (swaps ou CpD's) 2.2 Contratos no Setor Elétrico O escopo dos contratos no setor elétrico pode ser melhor visualizado em termos da cadeia de suprimento de eletricidade, desde a fonte de energia até o consumidor final, passando pelos comercializadores de energia, no atacado e no varejo. A cadeia de suprimento é ilustrada na Figura 1, que pressupõe uma indústria de eletricidade plenamente desmembrada.

Gerador PPA ("não firme", i.e., exclusivo para uma planta) Atacadista Vendas no Spot Compras no Spot Mercado Spot Contrato no Atacado (firme) Varejista Tarifa ou Contrato no Varejo Consumidor Figura 1 A Cadeia de Suprimento de Eletricidade Na cadeia de suprimento, a eletricidade é produzida por um agente gerador que a vende a um agente "atacadista". Atacadistas compram e vendem eletricidade a "varejistas", que são responsáveis pela venda de eletricidade ao consumidor final. Os varejistas podem vender aos consumidores cativos através de tarifas (reguladas) ou através de contratos "personalizados", no caso de consumidores livres. Estas transações podem ser arranjadas por um "corretor", que não assume direitos sobre a eletricidade vendida, mas cobra uma comissão para aproximar comprador e vendedor. A cadeia de suprimento aqui ilustrada é genérica, embora na prática muitas indústrias combinem diversas funções numa mesma empresa. O papel de atacadista pode ser desempenhado, por exemplo, por um gerador, por uma companhia de distribuição ou por um comercializador. Na medida em que as funções são desempenhadas por companhias independentes, contratos são necessários para integrar a indústria num todo coerente. A importância dos diversos tipos de contrato depende em larga escala da estrutura da indústria. Em monopólios regulados, a eletricidade só é vendida no varejo através de tarifas. Nos mercados com competição apenas na geração, os PIE's podem vender eletricidade a uma agência central via PPA's, que a revende via tarifas e contratos no varejo. Nos mercados com competição no atacado, a competição leva à criação de um mercado atacadista, que permite aos atacadistas equilibrarem suas compras e vendas no spot. Quando há competição no varejo, é possível estabelecer tarifas (e contratos) competitivos na venda direta aos consumidores, como alternativa às tarifas reguladas. 3. OPÇÕES E CLÁUSULAS DE FLEXIBILIDADE Opções são tipos especiais de contratos, que dão ao titular (comprador) o direito de comprar ou vender um ativo a um preço pré-fixado até uma certa data (opções americanas) ou numa data pré-definida (opções européias). O preço pré-fixado é chamado preço de exercício (P E ).

O titular da opção adquire um direito e o lançador (vendedor) assume uma obrigação. O preço de uma opção (pago pelo titular ao lançador) é chamado prêmio. As opções podem ser de compra (call) ou de venda (put) e podem ser negociadas como segue: Compra de call: titular paga prêmio ao lançador e adquire o direito de comprar ativo ao preço de exercício; exercerá a opção se o preço spot do ativo for maior que o preço de e- xercício, ou seja, poderá comprar o ativo ao preço de exercício e vender ao preço spot, embolsando a diferença. Compra de put: titular paga prêmio ao lançador e adquire o direito de vender o ativo ao preço de exercício; exercerá a opção se preço spot do ativo for menor que o preço de exercício, ou seja, poderá comprar o ativo ao preço spot e vender ao preço de exercício, embolsando a diferença. Venda de call: lançador recebe prêmio do titular e assume a obrigação de vender o ativo ao preço de exercício; será exercido se preço spot do ativo for maior que o preço de exercício, ou seja, terá que entregar o ativo ao preço de exercício e comprar ao preço spot, se estiver a descoberto. Venda de put: lançador recebe prêmio do titular e assume a obrigação de comprar o ativo ao preço de exercício; será exercido se preço spot do ativo for menor que o preço de exercício, ou seja, terá que comprar o ativo ao preço de exercício e vender ao preço spot, se estiver a descoberto. O quadro abaixo sintetiza as operações com opções e seus resultados, em função do preço spot do ativo objeto no momento do exercício (S T ). Operação Opção Valor no Exercício Interpretação Compra Call V oc = max(0, S T P E ) Se S T > P E : call é exercida e titular recebe S T - P E Se S T P E : call é abandonada e titular nada recebe Compra Put V ov = max(0, P E S T ) Se S T P E : put é exercida e titular recebe P E - S T Se S T > P E : put é abandonada e titular nada recebe Venda Call V oc = min(0, S T P E ) Se S T > P E : call é exercida e lançador paga S T - P E Se S T P E : call é abandonada e lançador nada paga Venda Put V ov = min(0, P E S T ) Se S T P E : put é exercida e lançador paga P E - S T Se S T > P E : put é abandonada e lançador nada paga As opções descritas anteriormente pressupõem a existência de um mercado de opções ativo, com contratos padronizados para diversos tipos de commodities, como ocorre, por exemplo, na Bolsa de Mercadorias e Futuros (BM&F). Como o mercado de eletricidade está ainda em sua fase inicial, não se dispõe ainda de instrumentos derivativos padronizados, negociados em bolsas de commodities. Não obstante, pode-se criar contratos de opção através da inclusão, em contratos de suprimento de eletricidade celebrados entre geradores e distribuidoras ou consumidores livres, de cláusulas específicas, cujos efeitos são análogos aos da compra e venda de opções em bolsas, como segue: Compra de call : direito de comprar energia a preço fixo; Compra de put : direito de vender energia a preço fixo; Venda de call : obrigação de vender energia a preço fixo; Venda de put : obrigação de comprar energia a preço fixo

4. CONTRATOS DE OPÇÃO: CONCEITOS Um consumidor livre normalmente compra eletricidade e pode, eventualmente, vender e- nergia. Um gerador normalmente vende eletricidade e pode, eventualmente, comprar energia. O comercializador normalmente efetua operações de compra e venda de eletricidade. Em qualquer dessas situações, torna-se necessário preparar um contrato, que poderá incluir ou não cláusulas de flexibilidade. Neste sentido, a Tabela 1 resume as características de diversos tipos de contrato de comercialização de energia entre um gerador (G) e um comprador (empresa de distribuição/ varejo, p.ex.), incluindo a situação em que o comprador (C) é o próprio Mercado Atacadista de Energia (sem contrato: merchant plant). A Tabela 1 apresenta também o valor da receita do gerador, em cada caso. Tabela 1 Modalidades Contratuais em Energia Elétrica Tipo de Contrato Sem contrato (Merchant Plant) Bilateral (PPA) Opção com cláusula Venda de Call Opção com cláusula Compra de Put Opção dupla com cláusula Compra de Put Onde: Descrição G vende toda a produção (E G ) ao preço do mercado spot (CMO) G vende volume contratado (VC) a preço contratado (PE), comercializa diferença (+/-) de volume (E G - VC) no mercado spot C recebe volume contratado e paga independentemente do preço spot G recebe prêmio (PR), vende volume contratado (VC) a preço contratado (PE) e comercializa diferença de volume (E G - VC) no mercado spot C paga prêmio, exerce opção e tem cap de preço (PE) G paga prêmio (PR) e vende volume contratado (VC) a preço contratado (PE) e comercializa diferença de volume (E G - VC) no mercado spot C recebe prêmio (PR), é exercido e tem collar de preço (PE) G paga prêmios (PR e PR 1 ), vende volumes contratados (VC e VC 1 ) a preços contratados (PE e PE 1 ) e comercializa diferenças no spot C 1 recebe prêmio (PR), é exercido e tem collar de preço (PE); C 2 recebe prêmio (PR 1 ), é exercido e tem collar de preço (PE 1 < PE) L = 0 se PE 1 CMO < PE L = 1 se PE 1 > CMO Receita do gerador E G x CMO VC x PE + (E G - VC) x CMO + PR + K (E G x CMO) + (1 K) {VC x PE + (E G VC) x CMO} PR + (1 K) (E G x CMO) + K {VC x PE + (E G VC) x CMO} PR PR 1 + (1 K) (E G x CMO) + K {VC x PE + (E G VC) x CMO} + L {VC 1 x PE 1 + (E G VC VC 1 ) x CMO} K = 0 se PE CMO K = 1 se PE > CMO 5. CONTRATOS DE OPÇÃO: EXEMPLOS Para ilustrar os efeitos de cláusulas de flexibilidade em contratos de suprimento de eletricidade, serão analisados os seguintes tipos de contratos de venda de energia, sob o ponto de vista de um gerador hidroelétrico fictício: 1. Caso 1: sem contrato (Merchant Plant) 2. Caso 2: contrato bilateral (PPA) 3. Caso 3: contrato de opção com cláusula venda de call 4. Caso 4: 1 contrato de opção com cláusula compra de put 5. Caso 5: 2 contratos de opção com cláusula compra de put O volume contratado (VC), em todos os contratos, é de 100 MW-médio por período de liquidação. Nos contratos de opção, o valor do prêmio é de 500 unidades monetárias ($) por período de liquidação e o preço de exercício é de 40 $/MW-médio. A Tabela 2 resume os parâmetros contratuais básicos. Tabela 2 Caso exemplo: parâmetros contratuais básicos

Grandeza Símbolo Valor Unidade Volume Contratado VC 100 MW-médio Preço de Exercício PE 40 $/MW-médio Prêmio PR 500 $ A produção energética da planta fictícia considera 66 cenários hidrológicos históricos e os resultados desta análise estão sintetizados na Figura 2, que apresenta a energia alocada média, a máxima e a mínima da planta para o conjunto de condições hidrológicas, bem como o valor do volume contratado (VC). 160 140 VC Max. Media Min. 120 100 MW-medio 80 60 40 20 0 periodo1 periodo2 periodo3 periodo4 periodo5 periodo6 periodo7 periodo8 periodo9 periodo10 periodo11 periodo12 Figura 2 Evolução da energia alocada e volume contratado (MW-médio) Para cada cenário, foram calculados os Custos Marginais de Operação (CMO) em cada período de liquidação, conforme apresentado na Figura 3. Observa-se, nesta figura, a extrema volatilidade do CMO ao longo das séries hidrológicas do histórico de vazões (1931 a 1996).

1200 1000 CMO ($/MWh) 800 600 400 200 0 periodo1 periodo6 periodo11 1931 1937 1943 1949 1955 1961 1967 1973 1979 1985 1991 Figura 3 Evolução do CMO (preço spot) por série hidrológica Com base na energia alocada e nos custos marginais de operação, foram calculadas as receitas para as diversas modalidades contratuais, conforme formulário apresentado na Tabela 1. As receitas esperadas em cada modalidade contratual estão representadas na Figura 4 e resumidas na Tabela 3, em termos de média, desvio padrão e valores máximos e mínimos observados no conjunto de cenários hidrológicos. Média Tabela 3 Receita Líquida (R$ mil) Desvio Padrão Mínima Ocorrência Máxima O- corrência Caso 1 102.424 202.009 0 863.587 Caso 2 42.681 24.027 (48.895) 127.156 Caso 3 23.209 26.139 (43.196) 132.855 Caso 4 121.896 191.040 37.619 857.888 Caso 5 124.026 189.662 38.209 856.749 Os resultados apresentados na Tabela 3 remetem às seguintes conclusões: 1. Caso 1: é o que apresenta o maior desvio padrão, confirmando a volatilidade das receitas obtidas no caso de total exposição ao preço spot (merchant plant). 2. Caso 2: o contrato bilateral convencional (sem cláusula de flexibilidade) exige que o comprador seja atendido, independentemente do CMO, o que origina receitas negativas para o gerador, na medida em que a planta tem que comprar energia no mercado spot para atender ao contrato.

60 50 Número de Ocorrências 40 30 20 caso1 caso2 caso3 caso4 caso5 10 0 (50.000) - 50.000 100.000 150.000 200.000 $ mil Figura 4 Curvas de Distribuição de Ocorrências 3. Caso 3: o contrato de opção com cláusula de venda de call protege o comprador de preços altos no spot (vide Figura 5), mas obriga o gerador a comprar energia no mercado spot sempre que o comprador exerce sua opção e o gerador está a descoberto, ou seja, apresenta energia alocada inferior ao volume contratado, o que ocasiona também receitas negativas. 300 250 200 $/MWh 150 100 50 0 tempo Figura 5 Caso 3: Cap de preço para o Comprador 4. Caso 4: o contrato de opção com cláusula de compra de put permite que o gerador venda a energia ao melhor preço, seja ao comprador, seja ao mercado spot. Neste caso, os resultados indicam excelentes valores para a receita, pois não ocorrem receitas contratuais negativas ou nulas. Isto se explica pelo collar de preço para o gerador, que pode ser melhor visualizado na Figura 6.

300 250 200 $/MWh 150 100 50 0 tempo Figura 6 Caso 4: Collar de preço para o Gerador 5. Caso 5: a compra de duas puts aumenta ainda mais a flexibilidade do gerador e produz as melhores receitas. Isto se explica pelo fato de que a segunda opção de compra de put recupera uma parcela de receita adicional que seria perdida quando o primeiro contrato de compra de put não esgotasse o volume contratado e o preço spot estivesse abaixo do preço de exercício da segunda opção. Este comportamento pode ser melhor visualizado na curva de permanência de receitas correspondente a este caso na Figura 7. 900.000 800.000 700.000 600.000 500.000 caso1 caso2 caso3 caso4 caso5 $ mil 400.000 300.000 200.000 100.000 0 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% (100.000) Tempo Figura 7 Curvas de Duração de Ocorrências 6. ESTUDO DE CASO Os casos exemplos com uma planta hidroelétrica fictícia serviram para ilustrar os efeitos potenciais de cláusulas de flexibilidade em contratos de eletricidade. Resta agora analisar as

etapas para a efetiva aplicação destes conceitos na análise de projetos de investimento e de contratos de suprimento. Para isto, apresenta-se a seguir um estudo de caso realista, baseado na análise das receitas contratuais de uma central hidrelétrica de grande porte, levando em conta não somente as regras de operação do sistema, mas também as regras de comercialização de energia no âmbito do MAE. A metodologia usada neste estudo de caso se baseia em quatro etapas principais, descritas a seguir. 6.1 Análise Energética: Enfoque Sistema Interligado Na primeira etapa, simulou-se a operação do sistema de energia elétrico (Sistema Interligado), no horizonte do Plano Decenal (04/2000 a 12/2009), considerando-se o histórico de vazões afluentes (1931 a 1996), sob dois cenários de expansão da oferta energética. Como resultado desta simulação, foram obtidos, dentre outros, a produção média mensal das plantas e os custos marginais de operação, por submercado e por seqüência hidrológica. Os métodos e os modelos usados nesta etapa são os tradicionalmente utilizados no setor elétrico para o planejamento da expansão e da operação do sistema gerador em nível de Sistema Interligado. 6.2 Análise Econômica: Enfoque Mercado Atacadista de Energia Na segunda etapa, simulou-se o processo de faturamento e de liquidação do MAE Mercado Atacadista de Energia, levando em conta a produção energética de cada planta e os custos marginais em cada submercado, em cada cenário de oferta considerado. Os resultados da simulação do mercado atacadista de energia são os seguintes: receitas e despesas de cada planta, incluindo receitas e despesas decorrentes do Mecanismo de Realocação de Energia (MRE), no caso de centrais hidrelétricas, as compras e vendas de energia no mercado spot, além das receitas derivadas do rateio de eventuais excedentes financeiros associados aos limites de intercâmbio. As compras esperadas são ilustradas a seguir. As curvas mensais, ilustradas na Figura 8, indicam que as compras não variam significativamente entre os cenários, enquanto que os valores anuais, ilustrados na Figura 9, mostram uma pequena vantagem de desempenho no Cenário 2 (intensivo em expansão termelétrica) em relação ao Cenário 1 (intensivo em expansão hidrelétrica). - Ago/01 Set/01 Out/01 Nov/01 Dez/01 Jan/02 Fev/02 Mar/02 Abr/02 Mai/02 Jun/02 Jul/02 Ago/02 Set/02 Out/02 Nov/02 Dez/02 (100.00) (200.00) 1,000 US$ (300.00) (400.00) (500.00) Scenario 1 Scenario 2 (600.00) Figura 8 Compras Mensais Totais

- 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 (500.00) (1,000.00) 1,000 US$ (1,500.00) (2,000.00) (2,500.00) Scenario 1 Scenario 2 (3,000.00) Figura 9 Compras Anuais Totais As receitas esperadas são apresentadas a seguir. As receitas mensais, representadas na Figura 10, indicam uma pequena vantagem do Cenário 1 (hidrointensivo). Nas curvas anuais, representadas na Figura 11, a diferença aumenta em 2010, devido a vendas no mercado spot. 1,000.00 900.00 800.00 Scenario 1 Scenario 2 700.00 600.00 1,000 US$ 500.00 400.00 300.00 200.00 100.00 - Ago/01 Set/01 Out/01 Nov/01 Dez/01 Jan/02 Fev/02 Mar/02 Abr/02 Mai/02 Jun/02 Jul/02 Ago/02 Set/02 Out/02 Nov/02 Dez/02 Figura 10 Receitas Mensais Totais

35,000.00 30,000.00 Scenario 1 Scenario 2 25,000.00 1,000 US$ 20,000.00 15,000.00 10,000.00 5,000.00-2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Figura 11 Receitas Anuais Totais 6.3 Análise Econômico - Financeira A partir da simulação do MAE, produz-se um fluxo de caixa para cada planta, para cada estado (condição hidrológica) do sistema. Os fluxos de caixa forma então avaliados por um modelo de análise econômico-financeira, que forneceu os indicadores de valor e de risco u- sados na análise de cada modalidade contratual. 6.4 Análise de Sensibilidade Os resultados anteriormente obtidos foram submetidos a análises de sensibilidade e de flexibilidade, como descrito a seguir. a) Análise de Sensibilidade ao Preço do Contrato Bilateral Diversos valores foram utilizados para definir a faixa de preços dos contratos bilaterais, no contexto de uma análise de sensibilidade dos efeitos dos preços dos contratos bilaterais sobre as receitas da planta. Os resultados desta análise mostram que as receitas da planta são bastante sensíveis ao preço contratual, conforme apresentado na Figura 12 e na Figura 13 para o Cenários 1 e 2, respectivamente.

220.000 200.000 Contrato Spot MRE Surplus 180.000 1000 US$ 160.000 140.000 120.000 100.000 80.000 R$ 40/MWh R$ 50/MWh R$ 60/MWh Surplus 9.711,34 9.711,34 9.711,34 MRE 997,60 997,60 997,60 Spot 22.023,97 22.023,97 22.023,97 Contrato 115.626,76 141.008,25 174.850,23 Figura 12 Receitas de Contrato Bilateral para Cenário 1 220.000 200.000 Contrato Spot MRE Surplus 180.000 1000 US$ 160.000 140.000 120.000 100.000 80.000 R$ 40/MWh R$ 50/MWh R$ 60/MWh Surplus 8.825,87 8.825,87 8.825,87 MRE 1.015,96 1.015,96 1.015,96 Spot 24.764,46 24.764,46 24.764,46 Contrato 115.623,59 141.004,38 174.845,43 Figura 13 Receitas de Contrato Bilateral para Cenário 2 b) Análise de Flexibilidade no Preço do Contrato de Opção O contrato de opção foi firmado com uma comercializadora, e apresenta as seguintes características: A comercializadora tenciona comprar toda a energia assegurada da planta que não for negociada com o cliente principal. O prazo contratual é de 10 anos, a contar da data de operação da planta. O preço contratual é de R$ 40,00/MWh.

Assim, uma simulação adicional foi realizada com objetivo de avaliar os potenciais ganhos com a inclusão de cláusulas de flexibilidade de contrato. Os resultados são apresentados na Figura 14 e mostram claramente o ganho econômico advindo da inclusão de cláusulas de flexibilidade em contratos de suprimento de eletricidade. 1000 US$ 300.000 250.000 200.000 150.000 100.000 50.000 - Cenário 1 Cenário 2 Contrato Bilateral (R$40/MWh) 148.359,67 150.229,89 Contrato de Opção (R$40/MWh) 289.071,99 289.599,10 Figura 14 Contrato Bilateral e de Opção VPL das Receitas c) Análise de Sensibilidade no Contrato de Opção As análises anteriores não consideraram o impacto de um cap regulatório no CMO. Assim, uma análise adicional foi realizada para avaliar o impacto de um cap no CMO sobre as receitas da planta. O cap utilizado foi de US$ 120/MWh. Assim, uma análise adicional de sensibilidade foi efetuada, objetivando avaliar o impacto que um limite regulatório (cap no CMO) poderia produzir sobre as receitas de uma planta sob um contrato com cláusula de flexibilidade. Os resultados estão sintetizados na Figura 15, que mostra o VPL das receitas totais da planta para uma taxa de desconto de 12% ao ano. Os resultados confirmam que o contrato de opção é a melhor alternativa, sob o ponto de vista do valor presente, quando comparado ao contrato bilateral com mesmo preço, mesmo considerando a possibilidade de o regulador estabelecer limites para o CMO em situações hidrológicas adversas.

1000 US$ 200.000 180.000 160.000 140.000 120.000 100.000 80.000 60.000 40.000 20.000 - Cenário 1 Cenário 2 Contrato Bilateral (R$40/MWh) 148.359,67 150.229,89 Contrato de Opção (cap no CMO) 192.880,36 192.231,37 Figura 15 Contrato de Opção com Cap VPL das Receitas 7. CONCLUSÕES O presente trabalho apresentou os conceitos, exemplificou as implicações e esboçou uma metodologia que permitem avaliar os benefícios potenciais da inclusão de cláusulas de flexibilidade em contratos de suprimento de eletricidade. As modalidades contratuais analisadas incluíram um contrato bilateral e um contrato com cláusulas de flexibilidade. Adicionalmente, apresentou-se uma análise de sensibilidade frente a diversos cenários de preço, no caso do contrato bilateral Tanto nos exemplos com uma central fictícia quanto no estudo de caso com uma central realista, os resultados apresentados comprovam os ganhos obteníveis com este tipo de instrumento contratual. Naturalmente, a introdução de conceitos oriundos dos mercados de derivativos financeiros na comercialização de eletricidade no âmbito do MAE irá exigir um esforço adicional por parte dos agentes de mercado, entre si e junto aos agentes integradores do sistema, em particular ASMAE e ANEEL. Este esforço adicional, que não implica modificações nas regras do MAE, poderá ser amplamente compensado pela redução dos riscos comerciais e financeiros dos geradores, que sem dúvida irá repercutir favoravelmente nas tarifas aos consumidores finais, pavimentando o caminho para a efetiva implementação do mercado atacadista de energia no Brasil. 8. REFERÊNCIAS [1] R.A. Brealey and S.C. Myers, Principles of Corporate Finance, McGraw-Hill, 1996. [2] [3] L. Trigeorgis, Real Options and Interactions with Financial Flexibility, Financial Management, Autumn 1993. T.A. Luehrman, Investment Opportunities as Real Options: Getting Started on the Numbers, Harvard Business Review, July-August 1988.

[4] EPRI, Applications of Option Valuation Techniques to Utility Decision Making, EPRI TR-104579, November 1994.