Buscou-se refletir de que forma as decisões governamentais afetam o setor energético e como os agentes reagem ao modelo e à instabilidade das regras vigentes. O estudo compreende uma breve revisão da estrutura do atual modelo e dos principais riscos que envolvem a comercialização de eletricidade. Partiu-se do pressuposto que o preço é o maior risco presente no Setor Elétrico Brasileiro (SEB), uma vez que é o reflexo de uma somatória de riscos. Os preços analisados são: i) o preço de curto prazo de energia elétrica (PLD), sua relação com as usinas termoelétricas e o despacho fora da ordem de mérito; ii) a tarifa de energia elétrica no ambiente cativo e livre, as principais variáveis de influência e uma projeção dos valores futuros; e iii) o preço de longo prazo de energia elétrica, uma revisão do resultado dos leilões e a discussão sobre a prorrogação / licitação das concessões de geração pelo governo. Entendendo a estreita relação que existe entre os três preços discutidos (tarifa, PLD e contratação de longo prazo) propõe-se uma metodologia alternativa para formação de carteiras eficientes de recursos de geração com o objetivo de demonstrar a importância de promover a expansão através de um sólido planejamento de longo prazo. Demonstra-se a metodologia em um estudo de caso em que se discute os resultados alcançados. Por fim, três medidas de melhoria ao atual modelo do SEB são sugeridas: 1) O planejamento de longo prazo da expansão da geração ser feito de forma integrada, considerando aspectos sociais, políticos, ambientais e econômicos; 2) Desassociar o custo marginal de expansão do custo marginal de operação; e 3) Criar um mecanismo para que o próprio mercado possa estabelecer o preço de curto prazo da energia elétrica. / It is intended to reflect how the governmental decisions affect the energy sector, as the agents react to the model and the instability of the effective rules. The research understands a brief of the current electric sector model structure and the main risks that involve the electricity trade. It was assumed that the price is the largest present risk in the Brazilian Electric Sector (BES), because it is the consequence of a sum of risks. The prices analyzed are: i) the short term price of electric power, its relation with the thermoelectric plants and the out of merit order dispatch; ii) the tariff of electric power in the captive and free environments, the main influence variable and a projection of the future values; and iii) the long term price of electric power, an auctions results revision and the question of to renew or to bid the currents concessions for generation plants at the end of the granted period. Understanding the narrow relationships existent between the three argued prices (tariff, short and long term prices) it is proposed an alternative methodology to build efficient portfolio of generation resources to demonstrate the importance of long term plan to promote the expansion. The methodology is demonstrated in a study case where the results are discussed. Finally, three measures of improvement to the current model of the BES are suggested: 1) A long term plan to expand the generation resources based in an integrated methodology that involves social, ambiental politics and economics aspects; 2) To disassociate the operational marginal costs to the expansion marginal costs; and 3) To create a mechanism in order that the market itself can to establish the spot price of electric power.

Buscou-se refletir de que forma as decisões governamentais afetam o setor energético e como os agentes reagem ao modelo e à instabilidade das regras vigentes. O estudo compreende uma breve revisão da estrutura do atual modelo e dos principais riscos que envolvem a comercialização de eletricidade. Partiu-se do pressuposto que o preço é o maior risco presente no Setor Elétrico Brasileiro (SEB), uma vez que é o reflexo de uma somatória de riscos. Os preços analisados são: i) o preço de curto prazo de energia elétrica (PLD), sua relação com as usinas termoelétricas e o despacho fora da ordem de mérito; ii) a tarifa de energia elétrica no ambiente cativo e livre, as principais variáveis de influência e uma projeção dos valores futuros; e iii) o preço de longo prazo de energia elétrica, uma revisão do resultado dos leilões e a discussão sobre a prorrogação / licitação das concessões de geração pelo governo. Entendendo a estreita relação que existe entre os três preços discutidos (tarifa, PLD e contratação de longo prazo) propõe-se uma metodologia alternativa para formação de carteiras eficientes de recursos de geração com o objetivo de demonstrar a importância de promover a expansão através de um sólido planejamento de longo prazo. Demonstra-se a metodologia em um estudo de caso em que se discute os resultados alcançados. Por fim, três medidas de melhoria ao atual modelo do SEB são sugeridas: 1) O planejamento de longo prazo da expansão da geração ser feito de forma integrada, considerando aspectos sociais, políticos, ambientais e econômicos; 2) Desassociar o custo marginal de expansão do custo marginal de operação; e 3) Criar um mecanismo para que o próprio mercado possa estabelecer o preço de curto prazo da energia elétrica. / It is intended to reflect how the governmental decisions affect the energy sector, as the agents react to the model and the instability of the effective rules. The research understands a brief of the current electric sector model structure and the main risks that involve the electricity trade. It was assumed that the price is the largest present risk in the Brazilian Electric Sector (BES), because it is the consequence of a sum of risks. The prices analyzed are: i) the short term price of electric power, its relation with the thermoelectric plants and the out of merit order dispatch; ii) the tariff of electric power in the captive and free environments, the main influence variable and a projection of the future values; and iii) the long term price of electric power, an auctions results revision and the question of to renew or to bid the currents concessions for generation plants at the end of the granted period. Understanding the narrow relationships existent between the three argued prices (tariff, short and long term prices) it is proposed an alternative methodology to build efficient portfolio of generation resources to demonstrate the importance of long term plan to promote the expansion. The methodology is demonstrated in a study case where the results are discussed. Finally, three measures of improvement to the current model of the BES are suggested: 1) A long term plan to expand the generation resources based in an integrated methodology that involves social, ambiental politics and economics aspects; 2) To disassociate the operational marginal costs to the expansion marginal costs; and 3) To create a mechanism in order that the market itself can to establish the spot price of electric power.

O objetivo desta tese é construir um modelo de composição de carteiras de recursos energéticos dentro do Planejamento Integrado de Recursos Energéticos (PIR), aplicável em uma determinada região ou país. Este modelo inclui as etapas de definição do espaço geográfico de estudo, o mapeamento de recursos, a caracterização dos recursos energéticos existentes e sua valoração. Após estas etapas, é feita a composição de carteiras energéticas, seguida pela construção de cenários e análise de riscos e incertezas para a definição da carteira preferencial dos recursos energéticos da região. Como ferramentas de apoio, são adaptados modelos matemáticos aplicados em sistemas financeiros para a seleção e análise de carteiras de investimentos, modelos para a avaliação de riscos e incertezas, o software de Planejamento de Alternativas Energéticas de Longo Alcance (LEAP) para a criação de cenários e previsão da demanda energética e o software Decision Lens (DL) para o ranqueamento e a alocação de recursos financeiros dos recursos energéticos dentro da carteira definida, considerando as dimensões técnico-econômico, ambiental, social e política. A caracterização dos recursos energéticos envolve o levantamento das características socioeconômicas, ambientais, o perfil dos envolvidos e interessados do setor energético, a listagem de recursos energéticos locais (hídricos, eólicos, solares, nucleares, biomassa, geotérmicas, células a combustíveis dentre outros). Também são levantadas características construtivas das tecnologias existentes e que podem ser incorporadas na matriz energética da região em estudo. O processo de avaliação dos potenciais energéticos envolve o cálculo dos potenciais energéticos teóricos de cada recurso energético existente na região. Após a avaliação dos potenciais, faz-se a priorização ou ranqueamento destes recursos através de critérios pré-definidos, em duas avaliações diferentes: Avaliação Determinística dos Custos Completos (ADCC) e Avaliação Holística dos Custos Completos (AHCC). Para gerar ambos os rankings utiliza-se o software Decision Lens (DL) baseado no método do Processo de Análise Hierárquico (PAH). O cruzamento das avaliações resulta em ranking geral dos recursos energéticos, utilizado posteriormente para a construção de carteiras dos recursos energéticos. Na valoração dos recursos energéticos, consideram-se atributos ambientais, sociais, técnico-econômicos e políticos, que podem afetar a formação de carteiras eficientes dentro do PIR a longo prazo. O resultado do processo de valoração é o potencial energético realizável da região em estudo. Para este potencial, aplica-se o modelo analítico de formação de carteiras de recursos energéticos. Neste são considerados o ranking, o volume de investimentos, os atributos ambientais (emissões), sociais (IDH, número de empregos, ocupação de solo), políticos (incentivos governamentais, impostos) e todos os parâmetros técnicoeconômicos relacionados às tecnologias selecionadas para o aproveitamento de cada recurso energético. Com a incorporação destas variáveis no modelo, faz-se simulações para a obtenção de carteiras ótimas para a construção do Plano Preferencial dentro do Planejamento Integrado dos Recursos Energéticos. / The main objective of this thesis is to establish a model to guide the composition of energy resources portfolios in the process of the Integrated Resources Planning (IRP) in a region or a country. This includes steps such as the definition of the geographical space of study, mapping of resources, characterization of existing energy resources, and valuation of energy resources. After these steps, the portfolios are formed, followed by the construction of scenarios, and the analysis of risks and uncertainties for the definition of the preferential portfolio of energy resources in the region. Supporting tools based on mathematical models used in financial systems are adapted to the selection and analysis of investment portfolios, models for the evaluation of risks and uncertainties, the Long Range Energy Alternatives Planning Software (LEAP) to create energy demand scenarios and the Decision Lens Software (DL) to rank and allocate financial resources of energy resources within a defined portfolio, considering the technical-economic, environmental, social and political dimensions. The energy resources characterization involves the removal of socioeconomic characteristics, environmental, the profile of those involved and interested in the energy sector, the listing of local energy resources (water, wind, solar, nuclear, geothermal, biomass, fuel cells among other). Constructive features have also been raised of existing technologies and that can be incorporated into the energy matrix of the region under study. The process of energy potential evaluation involves the calculation of theoretical potential energy of each existing energy resource in the region. After the assessment of potential, it was ranking resources through pre-established criteria in two different assessments: Full costs Deterministic Evaluation (ADCC) and Holistic Assessment of Full Costs (AHCC). To generate both rankings, it was used the software Decision Lens (DL) based on the method of Tiered Analysis process (PAH). With both assessment results, it is build the overall ranking of energy resources, used to build an energy resources portfolio. In the valuation of energy resources, environmental, social, technical economic and political attributes are considered to the resources valuation that may affect the portfolio selection within the IRP in the long term. The result of the valuation process is the disposable energy potential of the region in the study. Using the information above, finally, it was applied an analytical portfolio selection model of energy resources. It considered the ranking, the volume of investments, the environmental attributes (emission), social (IDH, number of jobs, occupation of land), political (Government incentives, taxes) and all the parameters related to the technical-economical selected technologies for the enjoyment of each energy resource. With the incorporation of these variables in the model, simulations for obtaining optimal portfolios for the construction of the Preferred Plan within the IERP.

O objetivo desta tese é construir um modelo de composição de carteiras de recursos energéticos dentro do Planejamento Integrado de Recursos Energéticos (PIR), aplicável em uma determinada região ou país. Este modelo inclui as etapas de definição do espaço geográfico de estudo, o mapeamento de recursos, a caracterização dos recursos energéticos existentes e sua valoração. Após estas etapas, é feita a composição de carteiras energéticas, seguida pela construção de cenários e análise de riscos e incertezas para a definição da carteira preferencial dos recursos energéticos da região. Como ferramentas de apoio, são adaptados modelos matemáticos aplicados em sistemas financeiros para a seleção e análise de carteiras de investimentos, modelos para a avaliação de riscos e incertezas, o software de Planejamento de Alternativas Energéticas de Longo Alcance (LEAP) para a criação de cenários e previsão da demanda energética e o software Decision Lens (DL) para o ranqueamento e a alocação de recursos financeiros dos recursos energéticos dentro da carteira definida, considerando as dimensões técnico-econômico, ambiental, social e política. A caracterização dos recursos energéticos envolve o levantamento das características socioeconômicas, ambientais, o perfil dos envolvidos e interessados do setor energético, a listagem de recursos energéticos locais (hídricos, eólicos, solares, nucleares, biomassa, geotérmicas, células a combustíveis dentre outros). Também são levantadas características construtivas das tecnologias existentes e que podem ser incorporadas na matriz energética da região em estudo. O processo de avaliação dos potenciais energéticos envolve o cálculo dos potenciais energéticos teóricos de cada recurso energético existente na região. Após a avaliação dos potenciais, faz-se a priorização ou ranqueamento destes recursos através de critérios pré-definidos, em duas avaliações diferentes: Avaliação Determinística dos Custos Completos (ADCC) e Avaliação Holística dos Custos Completos (AHCC). Para gerar ambos os rankings utiliza-se o software Decision Lens (DL) baseado no método do Processo de Análise Hierárquico (PAH). O cruzamento das avaliações resulta em ranking geral dos recursos energéticos, utilizado posteriormente para a construção de carteiras dos recursos energéticos. Na valoração dos recursos energéticos, consideram-se atributos ambientais, sociais, técnico-econômicos e políticos, que podem afetar a formação de carteiras eficientes dentro do PIR a longo prazo. O resultado do processo de valoração é o potencial energético realizável da região em estudo. Para este potencial, aplica-se o modelo analítico de formação de carteiras de recursos energéticos. Neste são considerados o ranking, o volume de investimentos, os atributos ambientais (emissões), sociais (IDH, número de empregos, ocupação de solo), políticos (incentivos governamentais, impostos) e todos os parâmetros técnicoeconômicos relacionados às tecnologias selecionadas para o aproveitamento de cada recurso energético. Com a incorporação destas variáveis no modelo, faz-se simulações para a obtenção de carteiras ótimas para a construção do Plano Preferencial dentro do Planejamento Integrado dos Recursos Energéticos. / The main objective of this thesis is to establish a model to guide the composition of energy resources portfolios in the process of the Integrated Resources Planning (IRP) in a region or a country. This includes steps such as the definition of the geographical space of study, mapping of resources, characterization of existing energy resources, and valuation of energy resources. After these steps, the portfolios are formed, followed by the construction of scenarios, and the analysis of risks and uncertainties for the definition of the preferential portfolio of energy resources in the region. Supporting tools based on mathematical models used in financial systems are adapted to the selection and analysis of investment portfolios, models for the evaluation of risks and uncertainties, the Long Range Energy Alternatives Planning Software (LEAP) to create energy demand scenarios and the Decision Lens Software (DL) to rank and allocate financial resources of energy resources within a defined portfolio, considering the technical-economic, environmental, social and political dimensions. The energy resources characterization involves the removal of socioeconomic characteristics, environmental, the profile of those involved and interested in the energy sector, the listing of local energy resources (water, wind, solar, nuclear, geothermal, biomass, fuel cells among other). Constructive features have also been raised of existing technologies and that can be incorporated into the energy matrix of the region under study. The process of energy potential evaluation involves the calculation of theoretical potential energy of each existing energy resource in the region. After the assessment of potential, it was ranking resources through pre-established criteria in two different assessments: Full costs Deterministic Evaluation (ADCC) and Holistic Assessment of Full Costs (AHCC). To generate both rankings, it was used the software Decision Lens (DL) based on the method of Tiered Analysis process (PAH). With both assessment results, it is build the overall ranking of energy resources, used to build an energy resources portfolio. In the valuation of energy resources, environmental, social, technical economic and political attributes are considered to the resources valuation that may affect the portfolio selection within the IRP in the long term. The result of the valuation process is the disposable energy potential of the region in the study. Using the information above, finally, it was applied an analytical portfolio selection model of energy resources. It considered the ranking, the volume of investments, the environmental attributes (emission), social (IDH, number of jobs, occupation of land), political (Government incentives, taxes) and all the parameters related to the technical-economical selected technologies for the enjoyment of each energy resource. With the incorporation of these variables in the model, simulations for obtaining optimal portfolios for the construction of the Preferred Plan within the IERP.

The Basel Committee on Banking Supervision has defined operational risk, legal risk and compliance risk. However, the definitions might not be adequate for countries with a hybrid legal system, such as South Africa. This study aims to provide a practical solution to the problems faced by countries with a hybrid legal system wishing to comply with the Basel Committee’s standards. It is argued that compliance, compliance risk and regulatory risk should all be viewed as constituent components of legal risk, and in turn necessarily also of operational risk in a hybrid legal system. Legal risk is a wide concept which includes all aspects of a legal system, while compliance risk is a narrower concept which only includes the codified aspects of a legal system. Legal risk therefore includes compliance risk. However, the opposite is not true as compliance risk does not include legal risk, and the two concepts are decidedly shown not to be synonymous in a mixed legal system. / Thesis (PhD (Law))--North-West University, Potchefstroom Campus, 2013.

The Basel Committee on Banking Supervision has defined operational risk, legal risk and compliance risk. However, the definitions might not be adequate for countries with a hybrid legal system, such as South Africa. This study aims to provide a practical solution to the problems faced by countries with a hybrid legal system wishing to comply with the Basel Committee’s standards. It is argued that compliance, compliance risk and regulatory risk should all be viewed as constituent components of legal risk, and in turn necessarily also of operational risk in a hybrid legal system. Legal risk is a wide concept which includes all aspects of a legal system, while compliance risk is a narrower concept which only includes the codified aspects of a legal system. Legal risk therefore includes compliance risk. However, the opposite is not true as compliance risk does not include legal risk, and the two concepts are decidedly shown not to be synonymous in a mixed legal system. / Thesis (PhD (Law))--North-West University, Potchefstroom Campus, 2013.

Submitted by Cristiane Oliveira (cristiane.oliveira@fgv.br) on 2011-05-26T13:39:21Z No. of bitstreams: 1 72060100768.pdf: 1142615 bytes, checksum: 508d6ace6f99f9c9e09a9f9345567224 (MD5) / Approved for entry into archive by Suzinei Teles Garcia Garcia(suzinei.garcia@fgv.br) on 2011-05-26T15:00:01Z (GMT) No. of bitstreams: 1 72060100768.pdf: 1142615 bytes, checksum: 508d6ace6f99f9c9e09a9f9345567224 (MD5) / Approved for entry into archive by Suzinei Teles Garcia Garcia(suzinei.garcia@fgv.br) on 2011-05-26T15:00:49Z (GMT) No. of bitstreams: 1 72060100768.pdf: 1142615 bytes, checksum: 508d6ace6f99f9c9e09a9f9345567224 (MD5) / Made available in DSpace on 2011-05-26T17:18:30Z (GMT). No. of bitstreams: 1 72060100768.pdf: 1142615 bytes, checksum: 508d6ace6f99f9c9e09a9f9345567224 (MD5) Previous issue date: 2010-07-06 / Most studies around that try to verify the existence of regulatory risk look mainly at developed countries. Looking at regulatory risk in emerging market regulated sectors is no less important to improving and increasing investment in those markets. This thesis comprises three papers comprising regulatory risk issues. In the first Paper I check whether CAPM betas capture information on regulatory risk by using a two-step procedure. In the first step I run Kalman Filter estimates and then use these estimated betas as inputs in a Random-Effect panel data model. I find evidence of regulatory risk in electricity, telecommunications and all regulated sectors in Brazil. I find further evidence that regulatory changes in the country either do not reduce or even increase the betas of the regulated sectors, going in the opposite direction to the buffering hypothesis as proposed by Peltzman (1976). In the second Paper I check whether CAPM alphas say something about regulatory risk. I investigate a methodology similar to those used by some regulatory agencies around the world like the Brazilian Electricity Regulatory Agency (ANEEL) that incorporates a specific component of regulatory risk in setting tariffs for regulated sectors. I find using SUR estimates negative and significant alphas for all regulated sectors especially the electricity and telecommunications sectors. This runs in the face of theory that predicts alphas that are not statistically different from zero. I suspect that the significant alphas are related to misspecifications in the traditional CAPM that fail to capture true regulatory risk factors. On of the reasons is that CAPM does not consider factors that are proven to have significant effects on asset pricing, such as Fama and French size (ME) and price-to-book value (ME/BE). In the third Paper, I use two additional factors as controls in the estimation of alphas, and the results are similar. Nevertheless, I find evidence that the negative alphas may be the result of the regulated sectors premiums associated with the three Fama and French factors, particularly the market risk premium. When taken together, ME and ME/BE regulated sectors diminish the statistical significance of market factors premiums, especially for the electricity sector. This show how important is the inclusion of these factors, which unfortunately is scarce in emerging markets like Brazil.

Made available in DSpace on 2016-04-25T18:40:01Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Jose Antonio Caseiro Vicente.pdf: 2127455 bytes, checksum: 48d6f33426ae9433d1eb7fa2c113a426 (MD5) Previous issue date: 2014-06-27 / After the intervention of the federal government, with the announcement of the Provisional Act no. 579 of September 11, 2012, converted into Law no. 12.783, on January 11, 2013, there was a change in the rule for renewal of concessions to be expired between 2015 and 2017, and the perception of the increase and the importance of regulatory risk. This dissertation aimed to examine how the companies operating in the Brazilian electricity sector are addressing regulatory risk in the context of corporate governance. In order to achieve this, a qualitative research, including an initial sample of sixty-six (66) companies, was developed. Based on the highest levels of commitment to corporate governance and sustainability according to the São Paulo Stock Exchange, a careful selection was then made, resulting in nine (9) companies to develop the study. It is worth mentioning that such companies have representativeness and integrate the BOVESPA Energy Index (IEE). Primary data was obtained through interviews with eight (08) risk managers, and then compared to secondary data collected from reports released and published in the capital market, making it possible to identify and analyze how regulatory risk is being managed in the process of risk management. Once the key contribution of this dissertation was to provide a broad overview and reflection of the Brazilian reality on the evolution of form and structure that regulatory risk is managed in the corporate governance process, it is suggested that the knowledge process of risk governance be strengthened, as well as the risks be treated according to the productive segments of the Brazilian electricity sector. In conclusion, there is not a closed and definitive model; it is proposed that the risk management processes be reviewed in order to identify and quantify the acceptable levels and the vulnerability of risks when allied with strategic objectives by presenting relevant issues for future studies related to regulatory risks and the ongoing process of intelligence risk / Após a intervenção do governo federal, com o anúncio da Medida Provisória nº. 579, de 11 de setembro de 2012, convertida em Lei nº. 12.783, em 11 de janeiro de 2013, houve alteração na regra de renovação das concessões com vencimento no período de 2015 a 2017 e a percepção do aumento e da importância de risco regulatório. Esta dissertação teve como principal objetivo analisar como as empresas do segmento elétrico brasileiro estão tratando o risco regulatório no âmbito da governança corporativa. Para isto, foi desenvolvida uma pesquisa qualitativa, que se iniciou com uma amostra de sessenta e seis (66) empresas. Na sequência fez-se uma seleção criteriosa, com base nos mais altos índices de comprometimento de governança corporativa e sustentabilidade junto à Bolsa de Valores de São Paulo, da qual resultaram nove (09) companhias para o desenvolvimento do estudo, sendo que estas empresas possuem representatividade e participam do Índice de Energia Elétrica da BOVESPA. Os dados primários foram obtidos por meio de entrevistas junto a oito (08) gestores de riscos e da comparação das informações reportadas com os dados secundários obtidos nos relatórios divulgados e publicados junto ao mercado de capitais, foi possível identificar e analisar como o risco regulatório está sendo administrado em seu processo de gestão de riscos. Como a contribuição desta dissertação foi gerar uma ampla visão e reflexão da realidade brasileira na evolução da forma e estrutura que é gerenciado o risco regulatório no processo de governança corporativa, sugere-se a necessidade de se reforçar o processo de conhecimento do risk governance e o tratamento dos riscos por segmentação produtiva do setor elétrico brasileiro. Conclui-se que não existe um modelo fechado e definitivo; propõe-se a realização de uma revisão dos processos de gerenciamento de riscos, para identificar e quantificar os níveis aceitáveis e a vulnerabilidades dos riscos aliados aos objetivos estratégicos, com apresentação de questões para estudos futuros voltados aos riscos regulatórios e ao processo continuo da inteligência de riscos

Submitted by Victor Sousa (vpsousa@globo.com) on 2016-10-07T15:34:33Z No. of bitstreams: 1 Dissertação EPGE_Victor Sousa.pdf: 2888885 bytes, checksum: 334b8886f93dd9c06eae5bf11b9ea19d (MD5) / Approved for entry into archive by GILSON ROCHA MIRANDA (gilson.miranda@fgv.br) on 2016-11-09T13:17:25Z (GMT) No. of bitstreams: 1 Dissertação EPGE_Victor Sousa.pdf: 2888885 bytes, checksum: 334b8886f93dd9c06eae5bf11b9ea19d (MD5) / Approved for entry into archive by Marcia Bacha (marcia.bacha@fgv.br) on 2016-12-06T11:47:10Z (GMT) No. of bitstreams: 1 Dissertação EPGE_Victor Sousa.pdf: 2888885 bytes, checksum: 334b8886f93dd9c06eae5bf11b9ea19d (MD5) / Made available in DSpace on 2016-12-06T11:47:28Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Dissertação EPGE_Victor Sousa.pdf: 2888885 bytes, checksum: 334b8886f93dd9c06eae5bf11b9ea19d (MD5) Previous issue date: 2015-05-15 / In this work we analyze the systematic risk implied in the Brazilian electricity distribution sector and compare it with the evolution of regulatory return rate (WACC Regulatory), in order to identify the presence of an additional risk premium with characteristics of regulatory risk. The energy distribution sector and its energy tariffs (price-caps) are regulated by the Brazilian Electricity Regulatory Agency (ANEEL). The agency performs tariff revisions, every four/five years, in order to reestablish the financial-economic balance of concessionaires and to provide any adjustments to the regulatory model. The main step consists in measure the minimum regulatory return to reward the invested capital. Currently the sector goes through the 4th cycle of rate review (form 2015 to 2019) and, unlike the first two processes; ANEEL does not include the regulatory risk component in the composition of the Regulatory WACC (from CAPM methodology). Despite advances in the creation and consolidation of the regulatory model, the sector has faced serious problems in the regulatory/political front and huge financial losses in all electricity segments, resulting in a significant increase in systematic risk. The main sector’s events and their side-effects were analyzed in this work. In order to identify factors that explain the presence of additional risk in electric utilities, this work analyzes the evolution of some electricity distributors’ betas and applied a multi-factor panel data model. The main conclusion is that regulatory instability and institutional uncertainties affects the sector`systematic risk (betas) and show evidences to support the presence of a non-diversifiable regulatory risk. On the other hand, a stable and properly regulatory framework reduces the variance of returns, reduces the betas and the required rate of return for investments in a sector that is capital intensive and long-term investment. / Este trabalho objetiva analisar o risco sistemático presente no setor de distribuição de energia elétrica, avaliar a evolução da taxa de retorno regulatória (WACC Regulatório) e identificar a presença de um prêmio de risco adicional com características de risco regulatório. O setor de distribuição de energia elétrica por seguir a lógica de monopólio natural é regulado pelo Estado. Nesse sentido, de forma periódica (geralmente a cada 4 anos), a agência reguladora realiza um processo de revisão tarifária com objetivo de reestabelecer o equilíbrio econômico-financeiro das concessionárias, além de promover eventuais ajustes no modelo regulatório. Em uma das etapas do processo é definida a taxa de remuneração regulatória com objetivo de remunerar o capital investido frente aos riscos assumidos pela companhia. Atualmente o setor passa pelo 4ª Ciclo de Revisão Tarifária '4CRTP', compreendendo o período de 2015 a 2019 e, ao contrário dos dois primeiros processos, a ANEEL não inclui o componente de risco regulatório na formação do custo de capital próprio. Entretanto, o Sistema Elétrico Brasileiro, apesar dos avanços com a criação e consolidação do modelo institucional, tem enfrentado graves problemas e elevadas perdas financeiras em todos os segmentos. Com falhas de implementação, os esforços governamentais geraram problemas ainda mais severos, culminado com aumento significativo do risco sistemático. Os principais acontecimentos e seus efeitos foram analisados neste trabalho. De forma a identificar fatores que explicam a presença adicional de risco nas empresas de energia elétrica, foi analisada a evolução das medidas de risco sistemáticos (betas) de algumas empresas do setor elétrico e aplicado um modelo econométrico de regressão de multi-fatores em dados em painel. A principal conclusão é que a instabilidade regulatória e insegurança institucional afeta o risco sistemático das empresas (betas) e torna evidente a presença de um risco regulatório não diversificável. Por outro lado, uma regulação feita de forma adequada reduz a variância dos retornos, reduz os betas e a taxa de retorno requerida para investimentos em um setor que é intensivo em capital e de longo prazo.

Submitted by Regio Martins (regio@fgvmail.br) on 2011-03-16T22:17:36Z No. of bitstreams: 1 Thesis.pdf: 1258015 bytes, checksum: 511b0226f85ea587ab4fb0f330be47c6 (MD5) / Approved for entry into archive by Andrea Virginio Machado(andrea.machado@fgv.br) on 2011-03-18T12:45:47Z (GMT) No. of bitstreams: 1 Thesis.pdf: 1258015 bytes, checksum: 511b0226f85ea587ab4fb0f330be47c6 (MD5) / Made available in DSpace on 2011-03-31T18:04:05Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Thesis.pdf: 1258015 bytes, checksum: 511b0226f85ea587ab4fb0f330be47c6 (MD5) Previous issue date: 2010-08-30 / In this thesis, we investigate some aspects of the interplay between economic regulation and the risk of the regulated firm. In the first chapter, the main goal is to understand the implications a mainstream regulatory model (Laffont and Tirole, 1993) have on the systematic risk of the firm. We generalize the model in order to incorporate aggregate risk, and find that the optimal regulatory contract must be severely constrained in order to reproduce real-world systematic risk levels. We also consider the optimal profit-sharing mechanism, with an endogenous sharing rate, to explore the relationship between contract power and beta. We find results compatible with the available evidence that high-powered regimes impose more risk to the firm. In the second chapter, a joint work with Daniel Lima from the University of California, San Diego (UCSD), we start from the observation that regulated firms are subject to some regulatory practices that potentially affect the symmetry of the distribution of their future profits. If these practices are anticipated by investors in the stock market, the pattern of asymmetry in the empirical distribution of stock returns may differ among regulated and non-regulated companies. We review some recently proposed asymmetry measures that are robust to the empirical regularities of return data and use them to investigate whether there are meaningful differences in the distribution of asymmetry between these two groups of companies. In the third and last chapter, three different approaches to the capital asset pricing model of Kraus and Litzenberger (1976) are tested with recent Brazilian data and estimated using the generalized method of moments (GMM) as a unifying procedure. We find that ex-post stock returns generally exhibit statistically significant coskewness with the market portfolio, and hence are sensitive to squared market returns. However, while the theoretical ground for the preference for skewness is well established and fairly intuitive, we did not find supporting evidence that investors require a premium for supporting this risk factor in Brazil. / Essa tese investiga alguns aspectos da relação entre regulação econômica e risco da empresa regulada. No primeiro capítulo, o objetivo é entender as implicações do modelo tradicional de regulação por incentivos (Laffont e Tirole, 1993) sobre o risco sistemático da firma. Generalizamos o modelo de forma a incorporar risco agregado ao lucro da atividade, e descobrimos que o contrato ótimo deve ser severamente restringido para que reproduza betas (CAPM) próximos aos observados em setores regulados. Usamos um caso particular do modelo, de regulação por repartição de lucro (profit-sharing regulation), para avaliar a relação entre a potência do contrato e o nível de risco não diversificável. Encontramos resultados compatíveis com a evidência disponível, de que regimes com alta potência impõem mais risco sobre a firma. No segundo capítulo, escrito em co-autoria com Daniel Lima da Universidade da Califórnia em San Diego (UCSD), partimos da constatação de que empresas reguladas podem estar sujeitas a práticas regulatórias que potencialmente afetam a simetria da distribuição de seus lucros futuros. Se essas práticas forem antecipadas pelos investidores no mercado secundário de ações, poderemos identificar diferenças no padrão da assimetria da distribuição empírica de retornos das empresas reguladas com relação às não-reguladas. Nesse capítulo revisamos alguns métodos de mensuração de assimetria propostos recentemente na literatura, que são robustos à características comuns em séries de retornos financeiros (caudas pesadas e correlação serial), e investigamos se existem diferenças significativas na distribuição de assimetria entre empresas reguladas e não-reguladas. No terceiro e último capítulo, três diferentes abordagens empíricas do modelo de apreçamento de ativos de Kraus e Litzenberger (1976) são testadas com dados do mercado brasileiro de ações. Descobrimos que a distribuição empírica de retornos costuma exibir co-assimetria significativa com relação à carteira de mercado, e que portanto os retornos das ações são sensíveis à volatilidade (retornos quadráticos) do mercado. No entanto, apesar da base teórica para a preferência por retornos assimétricos esteja bem estabelecida e seja bastante intuitiva, não encontramos evidência que suporte a hipótese de que os investidores requeiram um prêmio para aceitar esse tipo de risco no mercado local.