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  • Foto do escritorRafael Perez

Riscos na Comercialização

Atualizado: 15 de out. de 2023



Antes de começar a falar sobre riscos na comercialização de energia, é importante distinguir entre incerteza e risco. Incertezas são eventos que podem afetar os resultados, enquanto o risco é uma medida numérica atribuída a essas incertezas. No entanto, o conceito de risco não é universalmente aceito entre os autores. Para alguns, é apenas a probabilidade de perda, enquanto outros o definem como a possibilidade de ganhos e perdas.

Aqueles que adotam esta última abordagem, reconhecem a existência de riscos positivos (associados à probabilidade e ao impacto de eventos futuros que possam diminuir custos ou aumentar receitas) e negativos (associados à probabilidade e ao impacto de eventos futuros que possam aumentar custos ou reduzir receitas). Dessa forma, as principais incertezas relacionadas à exposição ao PLD estão associadas à sua alta volatilidade. Isso ocorre porque a formação do PLD leva em consideração premissas de várias variáveis, como:

  • A hidrologia e o armazenamento são fatores determinantes na projeção das afluências e dos níveis dos reservatórios, que estão ligados à previsão de precipitação nas bacias do Sistema Interligado Nacional (SIN). Quando a expectativa de chuvas não é atendida, os preços tendem a aumentar. No entanto, se as chuvas forem dentro ou acima do esperado, a resposta do PLD seria manter ou reduzir o preço.

  • A disponibilidade das usinas é um fator crucial na formação do PLD, uma vez que o despacho realizado pelo ONS é centralizado e baseado na ordem de mérito de custo. Se uma usina ficar indisponível ou passar por manutenção, pode haver impacto no CMO. Se uma usina com CVU baixo ficar indisponível, será necessária uma usina mais cara para atender à demanda. Portanto, a disponibilidade das usinas é um aspecto que pode afetar significativamente a formação do PLD.

  • A projeção da carga está diretamente ligada aos indicadores econômicos e fatores climáticos. Quando os índices econômicos são favoráveis para o crescimento da economia e há confiança nas atividades da indústria, comércio e serviços, espera-se um aumento no consumo de energia, resultando em projeções de elevação da carga. Além disso, em épocas com temperaturas mais altas do que a média, há um aumento no consumo devido ao uso de equipamentos de refrigeração. Nesses casos, a tendência é que a carga aumente e, consequentemente, o PLD também aumente. Por outro lado, quando há uma redução na expectativa de carga, o PLD tende a diminuir.

  • O preço dos combustíveis tem um impacto direto no Custo Variável Unitário (CVU) das usinas termelétricas, o que, por sua vez, pode afetar o custo de atendimento ao Sistema Interligado Nacional (SIN). O despacho realizado pelo Operador Nacional do Sistema (ONS) é baseado na ordem de mérito de custo, o que significa que, se o CVU de uma usina aumentar, pode haver um aumento no custo de atendimento e, portanto, no Preço de Liquidação das Diferenças (PLD).


O preço dos combustíveis tem um impacto direto no Custo Variável Unitário (CVU) das usinas termelétricas, o que, por sua vez, pode afetar o custo de atendimento ao Sistema Interligado Nacional (SIN). O despacho realizado pelo Operador Nacional do Sistema (ONS) é baseado na ordem de mérito de custo, o que significa que, se o CVU de uma usina aumentar, pode haver um aumento no custo de atendimento e, portanto, no Preço de Liquidação das Diferenças (PLD).O preço dos combustíveis tem um impacto direto no Custo Variável Unitário (CVU) das usinas termelétricas, o que, por sua vez, pode afetar o custo de atendimento ao Sistema Interligado Nacional (SIN). O despacho realizado pelo Operador Nacional do Sistema (ONS) é baseado na ordem de mérito de custo, o que significa que, se o CVU de uma usina aumentar, pode haver um aumento no custo de atendimento, portanto, no Preço de Liquidação das Diferenças (PLD).


A formação de preços de curto prazo é fortemente influenciada pelos fatores mencionados acima, e qualquer mudança nos dados de entrada pode ter um impacto significativo nos níveis do PLD. Como todas as diferenças entre recursos e requisitos no Mercado de Curto Prazo são contabilizadas e liquidadas com base no PLD, estar exposto a esse preço pode resultar em grandes perdas financeiras e acarretar outros riscos para o agente exposto, tais como:


  • Risco de mercado: o risco de mercado está associado aos movimentos desfavoráveis de preços e é o tipo de risco mais relevante para a comercialização de energia. É causado por uma posição em aberto (sobra ou déficit) ainda não fechada via contratos. Essa posição em aberto fica, portanto, exposta aos movimentos dos preços de mercado — que podem reduzir o valor da carteira de energia. É por isso que a informação mais essencial para a comercialização de energia é a curva forward, que define os preços aos quais uma posição em aberto pode ser liquidada no mercado. Caso a decisão de contratação associada à sobra ou ao déficit possa se dar antes do suprimento (ou seja, o volume da posição em aberto é conhecido ou estimado com precisão), então o principal fator de risco de mercado são apenas os preços. Mas há casos de carteiras com difícil previsibilidade (sensíveis a projeções de consumo ou de geração), onde além do risco de preço, há a incerteza relativa às quantidades.


  • Risco de crédito: o risco de crédito se materializa quando uma das partes não honra compromissos assumidos no contrato de energia (registro, validação na CCEE ou pagamento bilateral), provocando exposição adicional ao risco de mercado. O contrato não adimplido torna-se, então, uma exposição (sobra ou déficit) no mercado a preços de curto prazo. Uma situação de inadimplência contratual pode levar a uma crise de confiança, aumentando a aversão ao risco dos agentes e, consequentemente, o prêmio de risco para o fechamento de posições. O risco de crédito pode ser mitigado através da exigência de garantias contratuais. Eventos de crédito podem estar associados a atraso ou não pagamento de faturas, falta de depósito de garantias bilaterais e risco de mercado mal gerenciado. Este último pode ocorrer com empresas que possuem apetite a risco incompatível com sua capacidade financeira. Essa é uma situação crítica, que pode levar à falência, podendo causar efeitos em cascata, com consequências negativas a todos os participantes do mercado. O registro de um contrato na CCEE não garante o seu cumprimento pela parte vendedora – isso só ocorre após o processo de efetivação de contratos, realizado com base na adimplência das garantias financeiras do vendedor perante a CCEE.

  • Risco de liquidez: o risco de liquidez impacta três aspectos da comercialização de energia: (i) redução de contrapartes disponíveis, (ii) aumento no tempo de fechamento de posições e (iii) piora no prêmio de risco embutido no contrato. A liquidez reflete o custo de transação para entrada e saída simultânea em uma operação. Se, por exemplo, há pouco estímulo para negociação de contratos, demandando mais tempo para o fechamento de posições, as contrapartes que necessitem tomar essa decisão acabam aceitando pagar um prêmio de risco maior. O risco de liquidez pode ter diversas origens, como o desbalanço entre oferta e demanda, que ocorre, por exemplo, em um período de alta migração de consumidores, ou pode ser consequência de um aumento da aversão ao risco do mercado. Tem relação com o risco de mercado, dado que a redução da liquidez tende a aumentar o tempo de fechamento de posições de energia, aumentando o potencial impacto de movimentos adversos de preços.

  • Riscos regulatórios de alterações na modelagem ou nas premissas utilizadas pelos modelos: o risco relacionado a modelagem pode impactar os agentes de mercado em decorrência de alguma modificação nos parâmetros ou nos dados de entrada dos modelos de formação de preço (Newave, Decomp e Dessem). A fim de mitigar esse risco, as alterações nos dados de entrada devem respeitar a previsibilidade, conforme disposto na Resolução CNPE nº 22/2021, além das mudanças metodológicas que também respeitam o calendário de testes, operação sombra e, por fim, a implementação oficial nos modelos. Como exemplo, pode-se citar: o hidrograma de Belo Monte, os critérios de aversão ao risco nos modelos, os ajustes no PLD mínimo e máximo, a inserção da modelagem da Micro e Minigeração Distribuída nos modelos, entre outros.


Um comprador de energia pode reduzir parte do seu risco de mercado ao firmar contratos de longo prazo, que são atualizados por algum índice de inflação. No entanto, esses contratos também trazem consigo os riscos de crédito e indexação. Para compradores com perfil de consumo, a incerteza na projeção do seu consumo de energia pode trazer exposições ao risco de mercado, mas contratos com flexibilidades contratuais e cláusulas de sazonalização anual podem ajudar a mitigar parte desse risco.

No caso dos agentes vendedores com perfil de gerador, a principal exposição é ao risco de mercado enquanto não firmar um contrato de venda de energia. O nível e a natureza dessa exposição dependem da fonte de geração, do porte e da modalidade típica de contratação escolhida. Geradores que negociam energia no ambiente livre enfrentam risco de mercado caso ocorra redução do preço médio de venda. Além disso, os geradores que não fazem parte do MRE enfrentam o risco de produção, pois ficam desprotegidos contra aumento dos preços de curto prazo se venderem mais energia do que produzem, ou podem ficar expostos à queda dos preços de curto prazo se as vendas forem menores que a produção.

Os agentes geradores que participam do MRE compartilham o risco de produção com os demais participantes do mecanismo. Nesse caso, a exposição no MCP ocorre quando a geração total dos participantes do MRE é inferior ao somatório da garantia física de suas usinas. Portanto, a gestão dos contratos desses geradores deve ser feita em conjunto com a gestão do risco de produção do MRE, de modo que o volume de energia vendida esteja de acordo com a quantidade de energia alocada a esse gerador. Como há elevada incerteza na estimativa da produção total de energia, é difícil que os geradores eliminem completamente o risco de mercado, seja ele pertencente ou não do MRE. Entretanto, o risco pode ser reduzido consideravelmente se o planejamento da comercialização e a gestão de risco forem bem desenhados pelos agentes.

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