Contract
3 CONTRATOS A TERMO E CONTRATOS DE OPÇÃO
Este capítulo discute a importância dos contratos de energia como mecanismos que asseguram a estabilidade do fluxo de caixa dos geradores, proporcionando atratividade para novos empreendimentos. Estes intrumentos, quando exigem respaldo físico de suprimento, se tornam importantes mecanismos para garantir a confiabilidade de suprimento do sistema.
3.1 Contrato a Termo
3.1.1 Contratos a Termo (ou “forward”)
Um contrato a termo (ou “forward”) especifica a entrega de um determinado ativo a um preço acordado, local pré-estabelecido e momento específico no futuro. O preço do contrato só é pago no ato da entrega, quando o ativo é recebido, não havendo pagamento inicial. O contrato é um instrumento de garantia de preço tanto para o comprador como para o vendedor. A diferença entre o valor de mercado do ativo e o preço contratado na data de entrega representa um lucro ou um prejuízo para o comprador/vendedor do contrato. Por exemplo, se o contrato a termo tem um preço de $100, mas o valor do ativo no mercado spot subir para $110 na data da entrega, o comprador obtém um lucro de $10, já que pode receber o ativo e revendê-lo imediatamente. O vendedor, que deve entregar o ativo, sofre uma perda de igual valor.
3.1.2 Contratos a Termo no Setor Elétrico
No setor elétrico, um gerador que assina um contrato a termo é obrigado a entregar o montante de energia contratado ao preço acordado. Esta operação é realizada financeiramente, ou seja, os geradores compram e vendem a diferença (positiva ou negativa) entre sua produção física e montante contratado no curto prazo, valorado ao preço spot, para cumprir com suas obrigações contratuais.
Suponha, por exemplo, que um gerador vende um contrato a termo de 100 MWh a um preço de 90 R$/MWh, com vencimento no estágio t. Nesta data, a produção do gerador é de G R$/MWh, o custo de operação é Co a carga é D MWh e o preço “spot” do sistema é πd $/MWh. A renda líquida do gerador e o pagamento líquido da demanda são dados por:
Rg = πd×G + (90 – πd)×100 – Co×G (3-1)
Pd = πd×D + (90 – πd)× 100 (3-2)
A distribuidora que possue esse contrato compra o montante de energia referente à sua carga no curto prazo e recebe o produto da diferença entre o preço do contrato e o preço spot pelo montante contratado (100 MWh). Sendo assim, caso o preço πd esteja elevado, por exemplo, 100 R$/MWh, a distribuidora é compensada pela segunda parcela da expressão (3-2) que será negativa. Deste modo, o contrato a termo pode ser visto como um mecanismo para proteger a demanda contra preços spot elevados. Em outras palavras, a demanda só pagará a mais (ou a menos) que o preço de contrato, se a carga for superior (ou inferior) ao montante contratado. Entretando, como no novo modelo ela deve estar 100% contratada isso só ocorreria devido à diferença entre a projeção de demanda declarada no leilão e a sua carga. Para evitar que isso ocorra, no novo modelo foram criados mecanismos para controlar os montantes de sub ou sobrecontratação das distribuidoras [2].
A receita da geradora, por sua vez, contém três parcelas: (i) a renda de sua
geração no mercado de curto prazo; (ii) o produto da diferença entre o preço do contrato e preço spot pelo montante contratado (100 MWh); e (iii) o custo de geração. Com isso, se o preço spot for baixo, a geradora é compensada pela segunda parcela positiva da expressão (3-1), ou seja, o contrato a termo pode ser visto como um mecanismo para proteger o gerador de preços spot baixos.
Suponha que a geração G de uma hidrelétrica H1 seja igual 100 MWh. Se o preço spot πd for baixo, por exemplo, 20 R$/MWh, um gerador descontratado ganharia apenas a primeira parcela da expressão (3-1), o que resultaria em uma renda líquida de R$ 2 mil, tendo em vista que seu custo de geração é praticamente nulo. Com o contrato a hidrelétrica ganha uma receita extra proveniente da
diferença entre o preço do contrato e o preço no curto prazo, levando a uma renda líquida de R$ 9 mil. Sendo assim, o contrato a termo garante uma receita mínima para a hidroelétrica igual ao produto do preço do contrato pelo montante contratado, caso sua geração seja igual ou superior a este montante.
Suponha agora uma termelétrica T1 que assinou o mesmo contrato. Neste caso a usina possui um custo de geração e só será despachada se o preço spot for superior a este custo. Se o custo de geração for, por exemplo, 50 R$/MWh, enquanto a térmica não for despachada ela tem que comprar a energia no curto prazo5. Se o preço spot πd fosse 20 R$/MWh e ela não estivesse contratada, sua receita seria nula. Com o contrato ela desembolsa R$ 2 mil comprando energia no curto prazo, resultando em uma receita líquida de R$ 7 mil. Quando preço spot atinge 50 R$/MWh, sua receita passa a ser o produto da diferença entre o custo de geração e o preço do contrato pelo montante contratado, ou seja R$ 4 mil. Sendo assim, enquanto o contrato a termo garante uma receita mínima para uma hidrelétrica de R$ 9 mil, caso sua geração seja igual ou superior ao montante contratado, para uma termoelétrica esta receita é de R$ 4 mil. A Figura 3-1 mostra como ficaria a distribuição de probabilidade acumulada das receitas da hidroelétrica6 H1 e da termoelétria T1, quando sujeitas a distribuição de preços da Figura 2-13.
5 Isto ocorre pois algum “outro” gerador foi utilizado no despacho econômico do sistema para atender fisicamente a demanda contratada por esta térmica.
6 Somente para efeito de exemplificação, foi considerada a premissa de que a geração da hidroelétrica é igual ao montante contratado independente da hidrologia.
Receita Gerador H1
Receita Gerador T1
0%
10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%
Pagamento da Distribuidora
15
10
5
mil R$
0
-5
-10
-15
Figura 3-1 – Distribuição da Receita do Gerador – contrato por quantidade
3.1.3 Riscos no contrato forward
3.1.3.1 Riscos para hidroelétrica
Como visto anteriormente, o contrato a termo proteje o gerador contra os períodos de preço spot baixo. Porém, este contrato adiciona um risco, conhecido como risco de preço/quantidade, para o gerador caso o montante gerado seja diferente do montante contratado. Esta diferença ocorre devido ao despacho da usina, da sua disponibilidade devido à manutenção ou parada forçada e, no caso de hidroelétricas, do nível de armazenamento dos reservatórios. Este fato leva a uma exposição do gerador no mercado de curto prazo, podendo este ter que comprar energia a preços spot elevados.
Imagine que a geração G de uma hidrelétrica H1 seja igual a 90 MWh. Se o preço spot πd for baixo, por exemplo 20 R$/MWh, o gerador desembolsaria 2 mil R$ para cobrir a diferença de 10 MWh entre sua geração e o montante contratado, e receberia 9 mil reais pelo contrato a termo. Como o custo de geração de uma hidrelétrica é relativamente nulo, sua receita líquida seria de 7 mil R$. Entretando, se preço spot for alto, por exemplo 100 R$/MWh, o gerador desembolsaria 10 mil R$ e teria um prejuízo de 1 mil R$.
Este prejuízo ocorre quando o fato da geração ser menor que montante contrato coincide com períodos de preço spot elevado. Entretanto, como visto em [26], há uma correlação negativa entre a geração de uma usina hidrelétrica e o preço spot, isto é, a produção tende a diminuir quando o preço spot aumenta, e vice-versa. Este fenômeno é ilustrado nas Figura 3-2 e Figura 3-3, que mostram a evolução do preço spot e nível de armazenamento nos sistema Sudeste ao longo de quatro anos.
Energia Armazenada
Spot
140,000 1,000
900
120,000
800
100,000
700
600
80,000
500
60,000
400
40,000
300
200
20,000
100
- -
Figura 3-2 – Preços “spot” x Nível de Armazenamento (I) – situação seca
Energia Armazenada Spot |
900 | ||||
120,000 | ||||
800 | ||||
100,000 | 700 | |||
80,000 | ||||
500 | ||||
60,000 | 400 | |||
40,000 | 300 | |||
200 | ||||
20,000 | ||||
100 | ||||
140,000 1,000
600
- -
Figura 3-3 – Preços “spot” x Nível de Armazenamento (II) – situação úmida
Esta correlação negativa se deve à grande participação hidrelétrica na geração de energia no Brasil, onde o preço spot é dado, em geral, pelo custo de oportunidade das hidrelétricas. Como visto em capítulos anteriores, este custo de oportunidade reflete a média ponderada dos custos de racionamento e despacho térmicos futuros, que por sua vez dependem dos níveis de armazenamento.
Conclui-se que o montante contratado pela hidrelétrica deve ser cuidadosamente “calibrado”: se houver sub-contratação, a hidrelétrica estará exposta ao risco de baixas remunerações nos períodos de preços spot reduzidos; se houver sobre-contratação, a hidrelétrica estará exposta ao risco de compensações financeiras substanciais nos períodos de preço spot elevado [51].
3.1.3.2 Riscos para termoelétrica
No caso de uma termoelétrica, sua exposição máxima no mercado spot está limitada superiormente pelo seu custo de operação: no caso de uma seca severa, a térmica será despachada e arcará com o seu próprio custo variável de operação, ficando assim isenta de comprar energia no mercado spot a preços elevados.
Por outro lado, o risco para usinas térmicas consiste justamente em “falhar” na sua geração em períodos de preços spot elevados, o chamado “risco de falha”: caso a usina tivesse uma falha de longa duração, a mesma está exposta a riscos de preço e quantidade. Como estes eventos são estatisticamente independentes, os riscos hidrológicos para uma usina termelétrica são relativamente pequenos.
3.1.4 Precificação de contratos a termo
Um tema subsequente à discussão anterior consiste em como precificar um contrato a termo. Neste sentido, diversos trabalhos têm sido realizados [61][22][3][1] com diversas metodologias e abordagens. Embora diferindo em seus processos metodológicos, de uma maneira geral, a precificação de um contrato consiste em determinar o preço do contrato de energia ($/MWh) que seja suficiente para cobrir as despesas fixas, variáveis e considerando o perfil de risco do agente.
No caso de termoelétricas, um aspecto interessante consiste na possibilidade de transferir para o preço do contrato o benefício da flexibilidade operativa: como
todas as vezes que a térmica não está despachada ocorre uma compra no mercado spot a um preço inferior ao seu custo de geração, essa economia esperada poderia ser transferida para o preço do contrato, resultando em um “desconto” para o comprador. Entretanto, um aspecto importante no raciocínio anterior consiste na “incerteza” associada a este benefício.
Para exemplificar, considere uma térmica com capacidade de gerar 1 MWh e que, no instante t, deseja vender um contrato a termo de também de 1 MWh para entrega no instante t+1. Neste instante vamos considerar dois cenários de preços spot (Tabela 3-1) associados a dois cenários hidrológicos.
Cenário
Preço Spot (R$/MWh)
Probabilidade
Baixo (úmido) 20 0,9
Alto (seco) 200 0,1
Tabela 3-1 – Cenários de preços spot
Rearranjando a expressão (3-1) e considerando que o custo de operação da térmica é 50 R$/MWh, uma térmica neutra a risco para ter uma receita fixa (para cobrir investimento, por exemplo) R de R$ 100 calcularia o preço do contrato7 através da seguinte equação:
p = R + E[π d × Ec ]− E[(π d − Co )× G]
Ec
(3-3)
p = 100+20×0,9 + 200×0,1 – [(20 – 0)×0×0,9 + (200 –50)×1×0,1]
p =123 R$/MWh
Com isso, a térmica recebe R$ 123 para cobrir suas despesas fixas e varáveis independentemente do cenário hidrológico. Observe que, na ocorrência do cenário baixo, a térmica não é despachada e sua receita líquida passa a ser R$ 123 – R$ 20 (custo de compra de energia no spot) = R$ 103, o que é suficiente para cobrir suas despesas fixas. Por outro lado, caso ocorra o cenário alto, a térmica é despachada e sua receita líquida é de R$ 123 – R$ 50 (custo de geração
7 Para mais detalhes sobre precificação de contratos forward ver [22].
devido ao despacho) = R$ 73, que é inferior aos R$ 100 necessários para cobrir os custos fixos com amortização do investimento.
Em outras palavras, a transferência para o preço do contrato de um benefício que tem 90% de chances de ocorrer pode levar a um prejuízo para a térmica na ocorrência dos cenários hidrológicos desfavoráveis. Observe que este risco pode ser bastante severo caso um cenário desfavorável ocorra justamente nos anos iniciais de operação da usina, quando o fluxo de caixa possui mais “peso” para o “project finance”.
Para mitigar esse risco os geradores precificam seus contratos considerando os piores cenários hidrológicos. Calculando o preço apenas para o cenário alto teríamos:
P = 100+200 – (200 –50)=150 R$/MWh (3-4)
Com essa estratégia, na ocorrência do cenário alto a térmelétrica teria uma receita de R$ 100. Já com a ocorrência do cenário baixo, a receita passa a ser de R$ 130, o que lavaria a um “upside” em seu fluxo caixa.
Resumindo, o risco do despacho faz com que as termelétricas precifiquem seus contratos assumindo a ocorrência dos cenários hidrológicos mais “secos”. Como estes cenários são pouco prováveis, o gerador acaba passando grande parte do tempo se beneficiando da compra de energia barata no mercado de curto prazo e o consumidor fica sem acesso a este benefício.
3.2 Contrato de Opção
Contratos a termo são acordos para entregar uma quantidade fixa em dia e lugar definidos. Contudo, muitos negociantes preferem reter certo grau de flexibilidade com relação a entregas futuras. Os contratos de opção permitem a um negociante decidir se determinado produto deve ser entregue numa data posterior.
3.2.1 Opções de Compra
A opção de compra dá ao portador o direito de adquirir determinado ativo por um preço de exercício específico, em data futura. Diferentemente de um contrato a termo, o contrato de opção não obriga seu portador a comprar o ativo. O preço de um contrato de opção compõe-se de dois elementos:
• preço de exercício – preço pago quando a opção é exercida, isto é, quando o comprador exerce seu direito assegurado pelo contrato. Este pode ser muito diferente do preço do mercado spot da mercadoria, que prevalecerá quando o contrato for exercido;
• prêmio de risco é a quantia paga pelo contratante (comprador) por um contrato de opção e recebido pelo lançador (vendedor). Reflete duas diferenças — entre o preço básico de exercício e o preço spot futuro esperado: o “valor intrínseco” e o “valor temporal”. O valor intrínseco é a diferença entre o preço de exercício e o preço atual do ativo no mercado spot ; o “valor temporal” reflete a diferença entre o preço atual no mercado spot e o preço esperado no mercado spot quando o contrato for exercido.
O período no qual se pode exercer a opção pode ser definido de duas maneiras. Se for européia, a opção de compra só poderá ser exercida num determinado dia (por ex., o último dia útil de agosto); se for americana, a opção de compra poderá ser exercida a qualquer momento até aquele dia.
O exemplo seguinte ilustra como poderia funcionar uma opção de compra. Suponhamos que esteja para vencer uma opção de compra com um preço de exercício de $50. Se o preço do ativo estiver, digamos, no nível de $40, ninguém irá querer pagar o preço de exercício de $50 para adquirir o ativo através da opção de compra. Esta opção, portanto, não terá valor. Se, por outro lado, o preço do ativo no mercado spot for, digamos, $60, valerá a pena exercer a opção para adquirir o ativo. A opção vale $10, isto é, a diferença entre o preço spot de $60 e os $50 a serem pagos para comprar o ativo pelo contrato.
Se o preço de mercado de um ativo ultrapassa o preço de exercício, diz-se que a opção de compra está “in the money”e o dono da opção de compra irá exercê-la, a fim de ganhar a diferença entre os dois preços (o valor de exercício). Se, no entanto, o preço de mercado de um ativo estiver abaixo do preço de
exercício, a opção de compra estará “out of the money” e não será exercida. (Quando o preço de mercado é exatamente igual ao preço de exercício, diz-se que a opção de compra está “on the money”. Neste caso, não fará diferença exercê-la ou não.)
A Figura 3-4 mostra o lucro associado a uma opção de compra com preço de exercício de $ 50 como função do preço do ativo no mercado spot, levando consideração seu prêmio, $ 5 por exemplo. Novamente, se o preço no mercado spot for de $ 70 o investidor exerce a opção, comprando o ativo por $ 50. Neste caso ele tem um lucro de $ 20 menos o valor do prêmio da opção o que resulta em lucro final de $ 15. Se por outro lado o preço spot é $ 20 a opção não é exercida e o prejuízo se resume no valor do prêmio da opção - $ 5.
Lucro ($) 50
40
30
20
10
0
-10 0
-20
-30
-40
-50
10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
Preços Spot ($)
Figura 3-4 – Lucro com Opção de Compra
3.2.2 Opções de Venda
O dono de uma opção de venda tem o direito de vender o respectivo ativo por um preço de exercício predeterminado a qualquer momento; paga-se determinado preço ou prêmio por esse direito, tal como na opção de compra.
Outro exemplo talvez possa ilustrar o funcionamento de uma opção de venda. Xxxxxxxxxx que uma opção de venda dê ao proprietário o direito de vender um ativo por $50. As circunstâncias que tornam a opção de venda valiosa são inversas àquelas que tornam a opção de compra valiosa: se o preço spot do ativo for superior a $50 imediatamente antes do vencimento, ninguém quererá vender o ativo pelo preço de exercício, o que torna a opção de venda sem valor. Se o preço do ativo for inferior a $50, valerá a pena produzi-lo (ou mesmo
comprá-lo no mercado spot) e aproveitar a opção para vendê-lo a $50. O valor de uma opção de venda no vencimento é a diferença entre os $50 obtidos na venda e o preço de mercado do ativo.
A Figura 3-5 mostra o lucro associado a uma opção de venda com preço de exercício de $ 50 como função do preço do ativo no mercado spot, levando consideração seu prêmio, $ 5 por exemplo. Novamente, se o preço no mercado spot for de $ 70 o investidor não exerce a opção e o prejuízo se resume no valor do prêmio da opção. Se o preço no spot for $ 20 o investidor exerce a opção e vende o ativo por $ 50. Neste caso ele tem um lucro de $ 30 menos o valor do prêmio da opção o que resulta em lucro final de $ 25.
Lucro ($) 50
40
30
20
10
0
-10 0
-20
-30
-40
-50
10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
Preços Spot ($)
Figura 3-5 – Lucro Com Opção de Venda
3.2.3 Opções de Compra no Setor Elétrico e os Contratos por Disponibilidade
Contratos de opção vêm sendo intensamente utilizados no setor elétrico como mecanismos de gerência de risco de diversos agentes, sobretudo geradores e comercializadores. Assim, uma proposta interessante poderia ser utilizar estes instrumentos e seus benefícios como mecanismo para garantir a expansão da oferta complementarmente aos contratos a termo.
Como visto anterioremente, a grande vantagem dos contratos de opção em relação aos contratos a termo está na criação de um produto que aloque ao consumidor os benefícios dos longos períodos de preços baixos, porém sem prejudicar a confiabilidade do sistema. Este produto foi denominado no novo
modelo do setor elétrico de contrato por disponibilidade, e possui as características de uma opção de compra, como será discutido a seguir.
Nos contratos por disponibilidade a liquidação das diferenças contratuais é de responsabilidade das distribuidoras, ou seja, ela passa a ser responsável por qualquer transação no mercado de curto prazo. Por um lado, se a usina produz mais que a quantidade contratada, o excesso pertence ao comprador, que pode vender essa energia no mercado spot. Por outro lado, se a produção for menor, a distribuidora tem que comprar o montante contratado no curto prazo. Sendo assim, o comprador agora passa a assumir os riscos (ônus e bônus) de preço e quantidade decorrentes da variação da produção com relação à sua garantia física.
Além disso, o gerador declara qual o seu custo variável de produção, que é ressarcido pela distribuidora toda vez que a usina for despachada, e recebe uma receita fixa para cobrir os seus custos fixos e remunerar o seu investimento.
Suponha, por exemplo, que um gerador T1 vende um contrato por disponibilidade de 100 MWh a um preço de 60 R$/MWh, com vencimento no estágio t. Nesta data, a produção do gerador é de G R$/MWh, a carga é D R$/MWh e o preço “spot” do sistema é πd $/MWh. A renda líquida do gerador e o pagamento líquido da demanda são dados por:
Rg = 60×100 + s×G – c×G (3-5)
Pd = 60×100 + πd×(D – G) + s×G (3-6)
Onde s é o custo declarado de operação e c é o custo “real” de operação. No contrato por disponibilidade é como se a distribuidora “alugasse” a geradora, ou seja, toda a renda referente às transações no curto prazo passa para a distribuidora. A primeira parcela da expressão (3-6) representa o pagamemto da renda fixa do gerador. A segunda representa a compra de energia no spot para atender a carga e a renda da geração da térmica “alugada”. A última parcela representa o ressarcimento do custo operativo quando a térmica é gerada.
A geradora em contrapartida recebe a receita fixa declarada, o reembolso do custo operativo (s) e tem como despesa o custo de geração “real” (c). Se o custo de operação s declarado for igual ao “real” custo operativo c, estas parcelas naturalmente se anulam.
Suponha que no instante t a térmica T1 tenha capacidade para gerar 100 MWh (G) e que a carga seja 100 MWh (D). Como as termelétricas só são despachadas quando o preço spot excede seu custo operativo, imaginando que o custo operativo s de T1 é 50 R$/MWh, enquanto πd for menor que s a distribuidora compra a energia no curto prazo e paga ao gerador T1 a receita fixa. Quando o preço spot excede 50 R$/MWh a segunda parcela da expressão (3-6) se anula e a distribuidora ressarce o custo operativo ao gerador, ou seja, o teto para o pagamento da distribuidora é a receita fixa mais o custo operativo.
Sendo assim, no contrato por disponibilidade a distribuidora tem o direito, mas não a obrigação, de adquirir energia ao preço do custo de operação usina. Ou seja, este contrato pode ser comparado a uma opção de compra (call), onde o prêmio de risco é a receita fixa paga ao gerador e o preço de exercício é o custo de operação s.
Com isso a distribuidora esta trocando um fluxo de caixa estável do contrato a termo por um fluxo variável, porém com o benefício da aquisição de energia barata durante os longos períodos de preço spot baixo. Ou seja, em relação ao contrato a termo, o contrato por disponibilidade é uma opção de menor média e maior variância.
Já a geradora térmica passou a ter agora um fluxo de caixa estável, dado pela receita fixa proveniente do pagamento do “prêmio” da opção e do reembolso dos custos variáveis. A Figura 3-6 mostra como ficaria a distribuição de probabilidade acumulada das receitas de uma termoelétria sujeita a distribuição de preços da Figura 2-13.
Receita Gerador T1
0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%
Pagamento da Distribuidora
15
10
5
mil R$
0
-5
-10
-15
Figura 3-6 – Distribuição da Receita do Gerador – contrato de opção de compra