Made available in DSpace on 2014-06-12T17:17:36Z (GMT). No. of bitstreams: 2 arquivo3650_1.pdf: 699588 bytes, checksum: afb3ba36dc41b551eba6d2e90b01df62 (MD5) license.txt: 1748 bytes, checksum: 8a4605be74aa9ea9d79846c1fba20a33 (MD5) Previous issue date: 2008 / Companhia Hidroeletrica do São Francisco / No Setor Elétrico Brasileiro (SEB), o sistema interligado está dividido em quatro submercados, devido a restrições elétricas em suas interligações. Esta condição traz como conseqüência a possibilidade de existência de Preços de Liquidação das Diferenças (PLD)1 diferentes em cada um desses submercados. De acordo com a legislação vigente em 2007, os agentes do setor elétrico têm liberdade de negociar o ponto de entrega da energia elétrica, independentemente de onde estão conectados ao sistema interligado. As regras de comercialização a que os agentes do setor elétrico estão submetidos podem lhes oferecer diversos riscos, entre eles pode-se citar o risco da liquidação de curto prazo valorada ao PLD. No caso da categoria de consumo, a liquidação de curto prazo pode gerar despesas correspondentes a montantes variáveis, atingindo patamares não desejados pelos agentes dessa categoria. Já no caso da categoria produção, a liquidação de curto prazo gera receitas, que, por serem variáveis, podem oferecer aos agentes dessa categoria dificuldade em honrar os compromissos assumidos, em épocas de ocorrência de PLD baixos. Quando da utilização da liberdade de efetuar negócios em qualquer submercado, os agentes devem considerar a existência do risco correspondente às exposições de diferenças de PLD entre submercados que podem ser positivas, trazendo ganhos, ou negativas, trazendo perdas financeiras aos agentes. O objetivo deste trabalho é o de apresentar alguns modelos de operação de SWAP como alternativa para solução de mitigação ou eliminação de riscos a exposições financeiras na liquidação de curto prazo, envolvidos na comercialização de energia elétrica. Para tanto, faz-se necessário: estudar o comportamento dos PLD; analisar o fluxo de caixa de contratos com operações comerciais já realizadas; analisar os preços desses contratos dentro do contexto em que estavam inseridos; identificar os riscos envolvidos na comercialização de energia com exposições às diferenças de PLD na liquidação de curto prazo. Os resultados desta dissertação mostram a aplicação de operações de SWAP correspondentes a três modelos com objetivos distintos e um quarto modelo correspondente à associação de dois entre esses três. Desta forma, é demonstrado que essas operações podem ser utilizadas na comercialização de energia elétrica, trazendo benefícios para os agentes do setor

[pt] Esta tese estuda as consequências do risco hidrológico para os geradores hidrelétricos no Brasil e propõe o desenvolvimento de quatro modelos para mitigar esse risco. Na primeira parte, um modelo é desenvolvido considerando o redesenho de contratos de energia hidrelétrica para que os geradores possam vender parte da energia por disponibilidade. Esta solução permite que a liquidação financeira das contas espelhe a operação do sistema, em que as fontes de energia podem ser alternadas entre usinas hidrelétricas e térmicas, dependendo da disponibilidade de água. Na segunda parte, são desenvolvidos três derivativos de opções, denominados swap, collar e collar por diferença. No swap, os geradores definem um nível de proteção a partir do qual trocam energia com os consumidores através de um fator de entrega de energia. No collar, os geradores definem um piso de geração para se proteger de perdas financeiras no mercado de energia e a partir do qual eles estão comprados em um preço teto de mercado. Neste caso, os geradores também definem um teto de geração no qual eles estão vendidos a um preço piso. O collar por diferença é formado por dois agentes distintos por meio de um comerciante. Neste caso, os geradores definem uma opção e um valor de exercício, enquanto que os clientes definem uma posição contrária com o mesmo valor de exercício com o comerciante. Para testar a eficiência desses quatro modelos, foram geradas duas mil simulações mensais de preço e geração de energia para o ano de 2016. Os resultados indicam que ao adicionar flexibilidade às regras de contratação, o risco hidrológico é mitigado. Os resultados também sugerem que os geradores com contratos existentes de energia podem optar respectivamente pelos derivativos swap, collar por diferença e collar, enquanto que geradores com energia nova optariam por vender parte da energia em contratos por disponibilidade. No longo prazo as tarifas de energia diminuiriam devido a redução do risco de geração sob esses modelos. / [en] This thesis studies the consequences of hydrological risk for hydropower generators in Brazil and proposes four models to mitigate this risk. In the first part, a model is developed considering the redesigning of hydro energy contracts so that the generators are allowed to sell part of their energy per availability. This solution allows the financial settlement of the accounts to more closely mimic the operation of the system, where energy sources can be optimally switched between hydro and thermal plants depending on water availability. In the second part, three derivative options, namely swap, collar and collar by difference are developed. In the swap model, the generators define a protection level and from that level they exchange energy with the consumers through a power delivery factor. In the collar model, the generators define a generation floor to protect themselves against financial losses in the market in such way they would be long at a high spot price. Also, the generators define a generation cap from which they would be short at a low price. The collar by difference is a collar formed by two distinct agents through a trader. In this case, the generators set an option with an exercise value, while the customers set an opposite position with that same exercise with the trader. To test the efficiency of these four models, two thousand monthly simulations of energy price and power generation for 2016 were generated. The results indicate that by adding flexibility to the contracting rules, hydrological risk is mitigated. Also, the results suggest that the generators with existing contracts may respectively opt for the swap, collar by difference and collar derivatives, while the generators with new energy would opt to sell a portion of their energy in contracts by availability. In the long-term energy tariffs may decrease in future energy auctions due to the reduction in the risk to hydropower generators under these models.

[pt] Entre 2013 e 2015, os níveis dos reservatórios das hidrelétricas brasileiras foram reduzidos pelas secas que atingiram o país. Como consequência, o Operador Nacional do Sistema restringiu a geração hídrica na composição da oferta de energia, aumentando a participação de energia térmica no suprimento da demanda. A restrição da geração hídrica, no entanto, impossibilitou os geradores hidrelétricos de cumprirem seus contratos de venda com a geração própria, forçando-os a comprar energia no mercado de curto prazo e acumular prejuízos. A crise hídrica evidenciou a exposição dos geradores hidrelétricos aos riscos hidrológicos, consequência da modalidade contratual praticada na comercialização de energia hídrica, na qual os geradores assumem todo o risco relacionado à geração. O presente estudo apresenta uma alternativa a este modelo de contratação, de forma que a parte da geração mais exposta aos riscos hidrológicos seja vendida na modalidade que repassa os riscos ao comprador. Para que não haja alteração nos custos totais esperados do comprador com a troca de modelos, o gerador deve pagar um prêmio, refletido na diferença de preços entre as duas modalidades de venda. Os resultados mostraram ganhos em termos de equivalente de certeza e redução considerável do CVaR para o gerador em todos os cenários analisados, porém, o prêmio demonstrou significativa sensibilidade em relação a diversos fatores do modelo. / [en] Between 2013 and 2015, the water levels at storage reservoirs of the Brazilian hydroelectric power plants were reduced by the droughts that impacted the country. As a consequence, the National System Operator restricted hydro power generation in its offer composition, increasing the thermal energy generation to meet the demand. However, this restriction on hydro power energy prevented suppliers from fulfilling their contracts through their own energy production, which forced them to purchase short-term-trade energy and accumulate loss. This water crisis highlighted how exposed hydro power generators are to hydrological risks, a consequence of the contractual modality practiced in this market, in which suppliers take on all of the risk associated with generating power. This study presents an alternative to this contractual model, one in which part of the hydroelectric energy is sold in a modality of contract where risks are borne by the buyer. In exchange, the hydro generator is expected to pay a premium, reflected on the price difference between the two contractual modalities and calculated in a way that would not alter the expected total costs for the buyer. The results showed gains in terms of certainty equivalent and a considerable decrease of CVaR for the hydro generator in all analyzed scenarios. The premium, however, showed significant sensitivity in regards to many factors of the model.