KawaiJunior_Mikio_D

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UNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINAS 
Faculdade de Engenharia Civil, Arquitetura e Urbanismo 
 
 
 
 
MIKIO KAWAI JUNIOR 
 
 
 
 
GESTÃO DE RISCO DE PREÇOS E RISCO DE 
LIQUIDEZ NO MERCADO DE ENERGIA ELÉTRICA: 
UMA METODOLOGIA ADAPTADA AO BRASIL 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
CAMPINAS 
2015 
2 
 
 
 
 
 
3 
 
 
 
 
 
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UNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINAS 
FACULDADE DE ENGENHARIA CIVIL, ARQUITETURA E 
URBANISMO 
 
 
GESTÃO DE RISCO DE PREÇOS E RISCO DE 
LIQUIDEZ NO MERCADO DE ENERGIA ELÉTRICA: 
UMA METODOLOGIA ADAPTADA AO BRASIL 
 
Mikio Kawai Junior 
 
Tese de Doutorado aprovada pela Banca Examinadora, constituída por: 
 
Prof. Dr. Paulo Sérgio Franco Barbosa 
Presidente e Orientador/FEC-Unicamp 
 
Prof. Dr. Alberto Luiz Francato 
FEC-Unicamp 
 
Prof. Dr. Sérgio Valdir Bajay 
FEM-Unicamp 
 
Prof. Dr. José Wanderley Marangon de Lima 
UNIFEI 
 
Profa. Dra. Virgínia Parente 
IEE-USP 
 
A Ata da defesa com as respectivas assinaturas dos membros encontra-se 
no processo de vida acadêmica do aluno. 
 
Campinas, 30 de novembro de 2015 
5 
 
 
 
 
Dedicatória 
 
 
 
 
 
 
 
À minha amada esposa, aos meus tão sonhados filhos, à minha superlativa mãe e 
aos meus queridos irmãos. A família é harmoniosa. A harmonia libera o caminho para a 
prosperidade… 
À memória de meu pai. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
6 
 
 
 
 
Agradecimentos 
 
Meus sinceros agradecimentos ao Marcelo, Fábio e todos os integrantes da equipe 
da Safira. Temos vivido momentos desafiadores neste setor elétrico brasileiro. Mas a confiança, 
amizade e empenho fazem com que as intempéries se tornem menos perturbadoras e as soluções 
acabem podendo ser sintetizadas num trabalho árduo como o aqui apresentado. 
Ao professor Paulo Barbosa, que dentro da sua longa experiência, iluminou alguns 
caminhos e ideias sobre este trabalho. 
Aos professores Alberto Luiz Francato, Virgínia Parente, Sérgio V. Bajay e J. 
Wanderley Marangon Lima pela pronta aceitação para participação da banca da minha defesa 
de tese. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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Resumo 
 
 Neste trabalho procurou desenvolver-se uma metodologia alternativa para a gestão 
de risco de mercado adicionando-se a gestão de risco de liquidez para o mercado brasileiro de 
energia elétrica. A hipótese do estudo é a de que os atuais modelos e métodos utilizados pelas 
empresas de energia no Brasil são insuficientes para assegurar a sua autossustentação 
financeira. A análise recaiu, desde os padrões de financiamento da expansão do setor elétrico 
nacional, até o advento da criação do mercado livre. Não bastasse a permissão regulatória para 
a existência da livre competição, a sobra de energia originada no período pós-racionamento, 
garantiu o suprimento necessário para que os esforços iniciais das empresas buscassem 
economia de custos neste novo mercado. No entanto, se há custos evitados relevantes, há riscos 
inerentes. E as métricas e métodos propostos não parecem dar segurança aos agentes 
envolvidos. Para tanto foram colocadas novas rotinas e metodologias adaptadas das boas 
práticas dos mercados financeiros, e, uma nova ótica sobre o risco de liquidez foi introduzida: 
a mensuração dos elevados custos de transação que um mercado com baixa liquidez possui. Por 
meio de uma gestão individual integrada e proativa de riscos, as empresas minimizam 
potenciais crises de insolvência no mercado como um todo. 
 
Palavras Chave: Risco, Energia, Mercado, Liquidez, Insolvência, Gestão. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
8 
 
 
 
 
Abstract 
 
On this analysis, we had developed an alternative market risk management 
methodology joining a liquidity risk management for the Brazilian Power Market. Actually, the 
risk management methods are not enough to measure the real risk and move the company into 
a financial fragility. The investigations goes thru the way that Brazilian Power Sector came 
from the early 70´s until free market arisen. Rationing had created an excess of energy and it 
assured competition among the power suppliers. Free customers has gotten cheaper energy. 
However, if there was economy, it brought risks together. To deal with it, the thesis proposed 
another way of thinking about risk methodologies and proceedings. The benchmarks came from 
financial markets. A brand new approach about liquidity market has come: the measurement of 
transaction costs, which an illiquid market has. As an integrated and proactive risk management, 
the companies could reduce the probability of a potential liquidity crisis as a whole. 
 
Key Words: risk, energy, market, liquidity, risk management, bankruptcy. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
9 
 
 
 
 
Lista de Ilustrações 
Figura 1 Crescimento de Agentes na CCEE ............................................................................. 24 
Figura 2: Carga em MW médios ............................................................................................. 25 
Figura 3: Valor PLD em R$/MWh ........................................................................................... 31 
Figura 4: Inadimplência na CCEE ............................................................................................ 38 
Figura 5: Câmbio – Preço à vista.............................................................................................. 40 
Figura 6: Inadimplência na CCEE entre jan/12 e jan/15 .......................................................... 55 
Figura 7: Simulação dos Procedimentos de MtM e Stop Loss ................................................. 73 
Figura 8: Perdas totais no MRE entre janeiro/14 e janeiro/15 ................................................. 75 
Figura 9: Perdas acumuladas em 2014 ..................................................................................... 76 
Figura 10: Contratação de proteção ao MRE ........................................................................... 77 
Figura 11: As Três Dimensões da Liquidez de Mercado ......................................................... 81 
Figura 12: Preços a termo da energia incentivada 50% (R$/MWh) ......................................... 90 
Figura 13: Preços a Termo da Energia Convencional (R$/MWh) .......................................... 90 
Figura 14: MtM A @ Preços Mercado ..................................................................................... 93 
Figura 15: MtM A @ CMO ...................................................................................................... 94 
Figura 16: MtM B @ Preços Mercado ..................................................................................... 94 
Figura 17: MtM B @ CMO ...................................................................................................... 95 
10 
 
 
 
Figura 18: Carteira A ................................................................................................................ 97 
Figura 19: Carteira B ................................................................................................................ 97 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
11 
 
 
 
 
 
Lista de Tabelas 
 
Tabela 1:Status das fontes de financiamento ao longo dos anos (valores em %) .................... 28 
Tabela 2: Investimento na área de energia, a partir dos anos 70 .............................................. 29 
Tabela 3:Síntese sobre principais eventos históricos, padrão de financiamento e impactos na 
liquidez e risco .......................................................................................................................... 34 
Tabela 4:Cenários comparativos com e sem gestão de risco.................................................... 77 
Tablea 5:Var A ......................................................................................................................... 91 
Tabela 6:VarB.......................................................................................................................... 92 
Tabela 7:VaR A (ajustado pela Liquidez) Normal ................................................................. 100 
Tabela 8:VaR B (ajustado pela Liquidez) Normal ................................................................. 101 
Tabela 9:VaR A (ajustado pela Liquidez) Histórico .............................................................. 102 
Tabela 10:VaR B (ajustado pela Liquidez) Histórico ............................................................ 103 
 
 
 
 
 
 
 
12 
 
 
 
 
 
Lista de Equações 
(01) ........................................................................................................................................... 63 
(02) ......................................................................................................................................... 63 
(03) ........................................................................................................................................... 63 
(04) ........................................................................................................................................... 66 
(05) ......................................................................................................................................... 66 
(06) .......................................................................................................................................... 67 
(07) ........................................................................................................................................... 67 
(08) ........................................................................................................................................... 67 
(09) ........................................................................................................................................... 75 
(10) ........................................................................................................................................... 83 
(11) ........................................................................................................................................... 84 
 
 
 
 
 
 
 
13 
 
 
 
 
Lista de Abreviaturas e Siglas 
 
Abreviações 
ACL - Ambiente de Contratação Livre 
ACR - Ambiente de Contratação Regulada 
CCD - Contrato de Conexão ao Sistema de Distribuição 
CCEAR - Contrato de Compra e Venda de Energia Elétrica no Ambiente Regulado 
CCT - Contrato de Conexão ao Sistema de Transmissão 
CLIQCCEE – Novo Sistema de Contabilização e Entrega de Energia da CCEE 
CPST - Contrato de Prestação de Serviços de Transmissão 
CRC - Conta de Resultados a Compensar 
CUSD - Contrato de Uso do Sistema de Distribuição 
CUST - Contrato de Uso do Sistema de Transmissão 
EPE - Empresa de Pesquisa Energética 
ESS - Encargos de Serviços do Sistema 
MAE - Mercado Atacadista de Energia Elétrica 
MCP – Mercado de Curto Prazo 
MRE - Mecanismo de Realocação de Energia 
MtM – “Mark to Market” ou Marcação a Mercado 
MWm – Megawatt Médio 
ONS - Operador Nacional do Sistema Elétrico 
OTC - Over the Counter 
PCH - Pequena Central Hidrelétrica 
PDE - Programação Dinâmica Estocástica 
14 
 
 
 
PIE - Produtor Independente de Energia Elétrica 
PLD - Preço de Liquidação das Diferenças 
PPA - Power Purchase Agreement 
SCL - Sistema de Contabilização e Liquidação da CCEE 
TUSD – Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição 
TE – Tarifa de Energia 
VaR – Valor em Risco 
 
Siglas 
 
ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica 
BCB – Banco Central do Brasil 
CMSE – Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico 
CCEE - Câmara de Comercialização de Energia Elétrica 
MME - Ministério de Minas e Energia 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
15 
 
 
 
 
SUMÁRIO 
1 INTRODUÇÃO .................................................................................................................... 19 
1.1 Estrutura do Trabalho ......................................................................................................... 20 
2 MERCADO LIVRE DE ENERGIA E OS PRIMÓRDIOS DAS OSCILAÇÕES DE PREÇOS
 .................................................................................................................................................. 23 
2.1 Origens ............................................................................................................................... 23 
2.2 Avanço com a Separação dos Ambientes de Comercialização .......................................... 27 
2.3. Padrão de Financiamento Estatal no Setor Elétrico Brasileiro .......................................... 27 
2.3.1. Anos 70 ....................................................................................................................... 27 
2.3.2. Anos 80 ....................................................................................................................... 28 
2.3.3 Padrão de Financiamento Privado no Setor Elétrico Brasileiro .................................. 28 
2.3.4 Desequilíbrio “Forçado” de Mercado e Preços em Queda Livre ................................ 29 
2.3.5 Último ciclo ................................................................................................................. 32 
3 ERROS E CASOS CLÁSSICOS NA GESTÃO DE RISCO ................................................ 35 
3.1 Casos Clássicos .................................................................................................................. 37 
3.1.1 Casos no Mercado de Energia Brasileiro .................................................................... 37 
3.1.2 Casos no Mercado Financeiro Nacional ...................................................................... 39 
3.1.3 Casos Clássicos do Mercado Internacional ................................................................. 41 
3.1.4 Analogia com o Mercado Brasileiro de Energia Elétrica ............................................ 44 
3.1.5 Conclusão Parcial ........................................................................................................ 46 
4 RISCO DE MERCADO ........................................................................................................ 47 
16 
 
 
 
4.1. Atual Estágio do Mercado Brasileiro ................................................................................ 47 
4.2. O que é Risco? ................................................................................................................... 48 
4.2.1 Tipificação dos Riscos no Setor Elétrico ..................................................................... 48 
4.2.2 Riscos Extrínsecos ....................................................................................................... 49 
4.2.2.1 Risco Operacional .................................................................................................... 49 
4.2.2.2 Risco Legal ............................................................................................................... 49 
4.2.2.3 Risco de Crédito ....................................................................................................... 50 
4.2.2.4 Risco de Mercado ..................................................................................................... 51 
4.2.2.5 Risco de Liquidez ..................................................................................................... 51 
4.2.2.6 Risco de Entrega ....................................................................................................... 51 
4.2.3 Riscos Intrínsecos ao Setor Elétrico ............................................................................ 52 
4.2.3.1 Risco Hidrológico ..................................................................................................... 52 
4.2.3.2 Risco de Submercado ...............................................................................................52 
4.3 Foco no risco de mercado ................................................................................................... 52 
4.4. Status Atual no Brasil ........................................................................................................ 54 
4.5. Hipóteses ........................................................................................................................... 55 
4.5.1 Hipótese Central .......................................................................................................... 55 
4.5.2 Hipótese secundária ..................................................................................................... 55 
4.6 Risco de mercado................................................................................................................ 56 
4.7 Revisão bibliográfica .......................................................................................................... 56 
4.8. Experiência Nacional ......................................................................................................... 57 
4.9. Mensuração de Risco ......................................................................................................... 58 
4.10. Políticas de Riscos x Métricas ......................................................................................... 60 
17 
 
 
 
4.11. Que risco medir? .............................................................................................................. 62 
4.11.1 Os preços e suas oscilações ....................................................................................... 62 
4.12. Conceito de VaR .............................................................................................................. 64 
4.12.1 Volatilidade ............................................................................................................... 64 
4.12.2 Cálculo do VaR ......................................................................................................... 65 
4.12.2.1 Cálculo da volatilidade ........................................................................................... 67 
4.12.3.1 Modelos paramétricos............................................................................................. 67 
4.12.3.2 Modelos não paramétricos ...................................................................................... 68 
4.12.4 Preços de mercado à termo ........................................................................................ 69 
4.13. Como Funciona o “Teste de Estresse” ............................................................................ 70 
4.14. Caso prático: a crise do GSF ........................................................................................... 74 
4.15. Conclusão Parcial ............................................................................................................ 78 
5 O IMPACTO DO RISCO DE LIQUIDEZ ............................................................................ 79 
5.1 Risco de Liquidez ............................................................................................................... 79 
5.2 Significado de Liquidez ...................................................................................................... 79 
5.3 Tipos de Risco de Liquidez ................................................................................................ 80 
5.4 Liquidez de Mercado .......................................................................................................... 80 
5.4.1 Dimensões da Liquidez de Mercado ........................................................................... 80 
5.5 Importância da Liquidez no Mercado de Energia .............................................................. 82 
5.6 Mensuração do Risco de Liquidez ..................................................................................... 82 
5.7 Proposta de Mensuração de Liquidez de Mercado de Energia através da utilização do VaR
 .................................................................................................................................................. 83 
18 
 
 
 
5.8 Conceito de VaR de Liquidez de Mercado ......................................................................... 83 
5.9 Proposta de Ajuste do Risco de Liquidez ao VaR de Risco de Mercado ........................... 84 
5.10 Caso aplicado do VaR de risco de mercado e do VaR ajustado pelo risco de liquidez ... 88 
5.11 Avaliação de risco de mercado em carteiras de prazo maior ........................................... 88 
5.12 Alavancagem e Acordo da Basileia III ............................................................................. 95 
5.13 VaR ajustado pelo risco de liquidez ................................................................................. 98 
5.14 Conclusão Parcial ........................................................................................................... 104 
6 CONCLUSÕES FINAIS ..................................................................................................... 105 
6.1 Limitações do trabalho ..................................................................................................... 109 
6.2 Perspectivas para trabalhos futuros .................................................................................. 109 
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ................................................................................... 111 
 
 
 
1 INTRODUÇÃO 
A tese aqui desenvolvida versou sobre um tema que tem gerado inúmeros trabalhos 
e artigo acadêmicos nos mercados financeiros, internacionais e nacionais, desde meados dos 
anos 90, quando houve o boom com a criação da metodologia VaR (Valor em Risco) pela 
JPMorgan e Riskmetrics: a gestão de risco. 
Trata-se, portanto, de um tema relativamente novo, embora as oscilações de preços 
existam desde a criação do primeiro mercado, independentemente, dos produtos que fossem 
transacionados. 
Se pudermos considerar o assunto recente para o mercado financeiro, a 
consideração é especial nos mercados de energia. O tema ainda é aberto à pesquisa no meio 
acadêmico que foca os mercados, porém, já há uma série de consensos entre os métodos a serem 
propagados e seguidos. O assunto sempre ganha nova ênfase quando as crises tratam de 
dilapidar o capital das empresas, fundos de participações, bancos comerciais e bancos de 
investimentos. 
No setor elétrico brasileiro, onde o mercado livre ainda é de criação bastante 
recente, com as figuras de PIE (Produtor Independente de Energia) e consumidor livre nascendo 
em 1995, o tema gerenciamento de riscos apresenta um grau de incipiência bastante elevado 
dando origem a práticas arcaicas tanto nas empresas de energia de capital privado quanto de 
capital público. Ao levarmos em consideração o grau de alavancagem que se permite dentro 
deste mercado, os riscos atrelados às más práticas são, necessariamente, maiores que aqueles 
observados no mercado financeiro. 
Há uma disseminação grande de métodos importados de outros mercados de energia 
mundo afora, ou importados do mercado financeiro nacional. Esta prática não parece ser 
adequada. A hipótese central trabalhada, nesta tese, é a de que os modelos de gestão de risco de 
mercado presentes no setor elétrico brasileiro são insuficientes para a sustentação das empresas, 
pois, distorcem o real risco envolvido nas operações. Cria-se, então, a necessidade de se 
desenvolver uma metodologia alternativa, adaptada às peculiaridades do Brasil. Com uma 
metodologia mais acurada na apuração dos riscos evitam-se elevações bruscas de riscos, de 
mercado e de liquidez, nos diversos portfólios de indústrias que são consumidores livres, 
comercializadores e PIEs. Assim, auxiliam-se os agentes que podem potencializar 
inadimplências tanto dentro quanto fora do ambiente de liquidação financeira da CCEE(Câmara de Comercialização de Energia Elétrica). 
19 
20 
 
 
 
Busca-se a geração de uma hipótese alternativa que é a negação de simples métodos 
ou métricas, que têm um fim em si mesmo. E sim, de alcançar uma coleção de procedimentos, 
métricas e ações que tornem o cálculo do VaR (Valor em Risco) mais verossímil. O tratamento 
do risco de liquidez impacta diretamente o risco de mercado. Isto faz com que um VaR 
calculado seja ajustado por este risco. Parece, enfim, um reflexo mais realista do que se pode 
perder ao final de um efeito “dominó”. 
O setor elétrico brasileiro pede uma análise exaustiva de seus processos de gestão 
de risco de mercado e liquidez, baseando-se, efetivamente, em cotações que são reais e 
apregoadas. Mesmo em cenários de baixa liquidez, muito ao contrário do que correntemente se 
vê: métricas que se utilizam de números ou valores que são abstrações, como o CME (Custo 
Marginal de Expansão) ou tarifas das distribuidoras de energia elétrica que não serão o real 
custo de oportunidade a que os membros do ACL (Ambiente de Contratação Livre) concorrem. 
Afinal, a condição de retorno ao ACR (Ambiente de Contratação Regulada) pelos consumidores 
livres e especiais em prazos, de aceite obrigatório pelas distribuidoras, não são inferiores a 5 
(cinco) anos. 
1.1 Estrutura do Trabalho 
O estudo ora apresentado tem seis capítulos onde a ordem lógica dos capítulos 
busca seguir da teoria geral relacionada à gestão de risco até aos casos aplicados para as 
simulações que ilustram as conclusões finais. 
O presente capítulo descreve, brevemente, a linha de condução da investigação e 
raciocínio que permeia a tese inteira. 
O capítulo 2 versa sobre como funcionava o setor elétrico antes do mercado livre: 
como foram os padrões de financiamento e expansão ao longo dos anos, chegando aos meados 
dos anos 90, que foi a data da pedra fundamental do mercado de energia no Brasil. São 
explorados quais foram os caminhos que a Agência Reguladora e o Poder Concedente buscaram 
para fazer com que o mercado livre se configurasse, chegando até o estágio atual. O marco do 
racionamento foi crucial para a sua expansão substancial. O capítulo descreve como era o 
mercado livre no período antes do racionamento de 2001 e 2002, e de que forma seguiram-se 
os anos posteriores. Esta contextualização histórica cria a base para sabermos o passo a passo. 
21 
 
 
 
Depois da localização no tempo e no espaço, as conjunções que criaram o arcabouço 
do mercado livre, para onde migraram os players, buscando uma economia maior ou um retorno 
maior para suas atividades, vieram, logicamente, os riscos atrelados. Pois, se há retornos 
extraordinários, também há riscos extraordinários. Os agentes sabiam como lidar com os 
exitosos retornos. Entretanto, como explicar as oscilações de preços para o comando das 
empresas? Assim, vieram as crises. 
No capítulo 3, citamos uma vasta gama de crises, que se deram no Brasil e no 
mundo, originadas por más políticas de gestão de riscos ou comportamentos negligentes de 
gestores e empresas que internalizaram riscos que não sabiam como tratar. Revelar casos 
clássicos de fracassos é necessário para que as áreas de gestão de risco saibam como e o que 
não devem fazer, seja em tempos calmos, seja em tempos de crises que, normalmente, trazem 
volatilidade aos mercados. 
No capítulo 4, discutimos o conceito de risco, no seu sentido estrito e no seu sentido 
lato. Descrevemos quais os riscos mais presentes no setor elétrico e se são exclusivos da energia 
elétrica no Brasil ou são parte de todos os mercados que são livres e se permite que a 
volatilidade nos preços. A conceituação é vital para que construamos a hipótese central da tese 
de que a forma como se tratam os riscos no mercado de energia do Brasil distorce, 
subestimando, geralmente, ou superestimando, os reais riscos incorridos, propagando 
bancarrotas e insolvência devido à não sustentação de suas condutas pelo patrimônio da própria 
corporação. 
A parte principal da tese que aqui é formulada. A hipótese da má condução e dos 
métodos ultrapassados de gestão de risco no mercado de energia do Brasil foi examinada. 
Veremos que métricas, tecnologias ou metodologias não estão adequadas ao setor elétrico. Uma 
reestruturação da política de risco e do comitê de risco das empresas é requerida. É 
imprescindível para a adequação da boa gestão ao nosso mercado a utilização de uma sequência 
de rotinas que permitirá entender a compatibilidade dos prejuízos potenciais frente ao balanço 
da empresa. Não apenas a capacidade técnica valerá, mas, igualmente, o bom senso dos gestores 
para interpretar os resultados em perspectiva. Foi elaborada uma hipótese alternativa que revela 
uma série definida de variáveis e uma metodologia a ser seguida pelas áreas de gestão de risco, 
mas nunca as dissociando do que se chama de “cultura de gerenciamento de riscos”, a ser 
disseminada dentro da cadeia produtiva. 
22 
 
 
 
No capítulo 5, temos a explanação sobre o conceito do risco de liquidez e como a 
literatura o trata. Uma ponderação sobre a subestimação deste risco nos mercados internacionais 
e nacional é feita. Algumas medidas para apreçá-lo são colocadas para que uma comparação 
seja permitida. A partir destas mensurações, apresentamos os resultados de simulações 
realizadas com dados reais de mercado e os impactos causados pelas distorções das métricas ou 
metodologias que são utilizadas correntemente, com alta proliferação, pelas empresas que 
compõem o setor elétrico dentro do Brasil. A falta de cultura de “gestão de riscos” somada a 
maus entendimentos sobre as metodologias que devem ser aplicadas acaba por culminar em 
falhas das empresas, em termos individuais. A somatória destes eventos impacta a coletividade. 
Pode chegar a atingir elevado grau de inadimplência, como os que chegaram a ocorrer na CCEE, 
comumente, ultrapassando os 50% do montante financeiro liquidado. 
Finalmente, as conclusões finais estão no capítulo 6, onde buscamos fazer uma 
conexão entre o surgimento do mercado livre de energia elétrica no Brasil, a origem dos riscos, 
e como, se geridos de modo proativo e atento, levarão os agentes de mercado para um 
comportamento desejável, em termos de gestão; e se, geridos de forma reativa, displicente ou 
não geridos, levarão a totalidade do mercado para uma posição menos exitosa. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
23 
 
 
 
2 MERCADO LIVRE DE ENERGIA E OS PRIMÓRDIOS DAS OSCILAÇÕES DE 
PREÇOS 
2.1 Origens 
 O setor elétrico brasileiro experimentou uma abertura e liberalização na data de 8 
de julho de 1995, com a lei 9074. Esta lei criou a figura do consumidor livre, e do produtor 
independente de energia e deu início a uma desverticalização do setor elétrico nacional, fazendo 
com que as atividades de geração, distribuição e transmissão fossem fragmentadas, não 
podendo permanecer sob a tutela de, apenas, uma empresa. 
A partir da desverticalização, fez-se com que concessões de distribuição e 
transmissão fossem admitidas, regulatoriamente, como monopólio natural, tornando-se, por 
isto, monopólios legais. Portanto, faria jus, para exercício das suas atividades, a concessão de 
suas atividades pela União Federal. Desta forma, apenas uma empresa poderia exercer tal 
atividade, a partir de concessão feita pelo governo federal, em uma área territorial. Com o 
advento do “monopólio legal”, a competição não foi permitida nesta parte da cadeia da indústria 
da energia elétrica, de forma similar ao que ocorreu na grande maioria das reformas dos setores 
elétricos mundo afora. 
Por outro lado, para as figuras do PIE ou consumidor livre, a competição passou a 
ser permitida, e posteriormente, estimulada. Os agentes ligados às atividades de geração de 
energia elétrica, fossem PIEs ou geradores de energia de origem de capital estatal da esfera 
municipal, estadual ou federal, mediante processos de licitação,poderiam participar de 
concorrência para disputarem contratos de venda de energia para os consumidores livres ou, 
também, consumidores especiais. Os últimos tinham o limite inferior para sua ida ao mercado 
livre, que permanece até hoje, da demanda contratada de 500 kW. 
No início, até o ano de 2002, não houve uma disseminação da figura do consumidor 
livre no mercado de energia, tendo ocorrido um número pequeno de adesões. 
 
 
 
 
24 
 
 
 
 
Figura 1 Crescimento de Agentes na CCEE 
Fonte: CCEE (2013) 
 
 Em termos de carga no segmento “mercado livre”, a expansão maior foi ocorrer 
entre 2003 e 2005, devido à queda dos preços que houve o contexto de sobra conjuntural de 
energia após a mudança dos hábitos de consumo provocada pelo racionamento, decretado pelo 
MME (Ministério de Minas e Energia), em junho de 2001, que se estendeu até fevereiro de 
2002. A carga total do SIN (Sistema Interligado Nacional) despencou, fazendo com que 
houvesse sobra, momentânea, de energia elétrica que deveria buscar uma alocação mais 
eficiente sob pena de perdê-la. Os reservatórios das hidrelétricas estavam repletos e poder-se-
ia verter água por tempo indeterminado dentro de estações do ano onde vertimentos eram 
incomuns. 
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
jun/1
3
Comercializador 5 18 31 35 41 47 44 48 55 70 93 113 144 150
Produtor Independente 2 15 26 37 45 65 83 88 130 169 262 313 445 473
Gerador 15 19 19 20 20 22 27 30 29 28 28 31 32 36
Consumidor Especial 0 0 0 0 0 0 0 0 194 221 455 587 985 1123
Consumidor Livre 0 0 0 0 34 470 613 684 459 445 485 514 592 613
Autoprodutor 0 3 8 11 11 14 15 21 24 28 34 41 41 44
Distribuidor 35 39 41 42 42 43 43 43 43 45 45 46 47 45
Total 57 94 125 145 193 661 825 914 934 1006 1402 1645 2286 2484
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
N
ú
m
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A
g
en
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25 
 
 
 
 
 
Figura 2: Carga em MW médios 
Fonte: ONS (2015) 
 
Desta forma, o principal incentivo à migração de empresas para o mercado livre foi 
dado pela queda dos preços. 
Houve empresas que economizaram 80% da quantia gasta com a conta de energia 
comparativamente ao mercado cativo. A primeira grande explosão de migrações para o 
mercado livre aconteceu nos anos pós-racionamento. Sendo que, via de regra, as empresas que 
buscaram estas economias foram as maiores, normalmente, com demanda contratada acima de 
3 MW. E como previa a lei 9074/1995, qualquer possibilidade de retorno com obrigatoriedade 
da distribuidora local aceitar o consumidor livre, novamente, debaixo de sua carga como 
consumidor cativo, atingiu o prazo de 5 anos, caso dos que tinham demanda igual ou superior 
a 3 MW (para os que tinham demanda entre 0,5 a 3 MW, ligados em tensão igual ou inferior a 
69 kV, o prazo era de 180 dias para retorno). 
A figura do consumidor livre vem ganhando força a cada ano desde a publicação 
da lei citada no parágrafo anterior. No entanto, de 1998 a 2001, não houve tanto interesse 
porque, segundo Kelman et alii (2001), os Contratos Iniciais cobriam quase 100% da energia 
necessária às distribuidoras, não havendo sobras nas geradoras. Este excesso se configurou em 
2002, no período pós-racionamento. Com a presença de sobras de energia no sistema, já em 
MW médios 
26 
 
 
 
2002 e a descontratação compulsória dos Contratos Iniciais, a partir de 2003, os preços da 
energia no mercado livre despencaram. 
 A potencialidade em reduzir custos com energia atraiu empresas dos mais diversos 
ramos da economia. O consumidor se habituou a economizar energia, inclusive, através da 
compra de lâmpadas energeticamente mais eficientes. O preço da energia no mercado livre 
encontrava-se em níveis muito baixos, muito aquém dos preços dos Contratos Iniciais. 
Consequente e aparentemente, tratava-se de um excelente negócio “arriscar-se” em prol de 
significativas economias de custo. 
Porém, o grande causador do excesso “artificial” de oferta de energia elétrica foi o 
racionamento, que teve sua origem na retração dos investimentos na expansão da geração no 
sistema energético brasileiro a partir da troca do padrão de financiamento, como veremos 
adiante. Desde os meados do século XX, e mais, significativamente, nos anos 70 e início dos 
80, o Estado foi o grande empreendedor de recursos destinados à expansão do sistema elétrico 
brasileiro, especialmente, no setor de geração. 
No final dos anos 80 e durante os anos 90, o financiamento estatal se esvaiu, sendo 
que o Estado se colocou numa postura de mero fiscalizador do setor elétrico. Tratou-se de criar 
um ambiente atrativo aos investidores privados para que promovessem as inversões necessárias 
ao setor. Para a estratégia do capital privado, o ambiente criado não foi exatamente propício às 
exigências. Desta forma, houve insuficiência de financiamento privado, principalmente, no que 
tange à geração de energia. A inibição de investimentos foi tão decisiva, que houve a decretação 
do racionamento em junho de 2001. O equilíbrio de mercado foi buscado através de uma 
depressão de demanda por energia, daí, buscarmos a cognominação de método “artificial”. 
Apesar do avanço, várias lacunas regulatórias não haviam sido preenchidas. Os 
geradores federais agiam de uma determinada forma ao vender energia para o mercado livre, 
os geradores estaduais agiam de outras formas. Não havia uma normatização que obtivesse 
transparência suficiente para que as empresas públicas, maiores detentoras dos parques de 
geração de energia no país, disponibilizassem parte de sua garantia física para o mercado livre, 
auxiliando no processo de incremento de competitividade para o parque industrial brasileiro. 
Para que se vislumbre o tamanho da importância do parque gerador estatal em relação ao 
restante do parque privado brasileiro, ANEEL (2015), entre as 10 maiores geradoras de energia 
27 
 
 
 
do país, aproximadamente 73% da potência instalada está nas mãos da união, ou de governos 
estaduais, tais como as empresas CESP, CEMIG e COPEL. 
2.2 Avanço com a Separação dos Ambientes de Comercialização 
A partir da lei 10.848 de 15 de março de 2004, e sua regulamentação com o decreto 
5.163 de 15 de julho de 2004, vieram os marcos que livraram os graves entraves regulatórios 
que atrapalhavam a evolução do mercado livre. Antes, muitos participantes estatais não tinham 
seu papel claramente definido em termos de regulação. Pairavam dúvidas de como deveriam 
praticar as vendas para o potencial consumidor livre e, se, o podiam fazer. Foram criados o 
ACR, o ACL e os papéis das distribuidoras, PIEs, geradores, comercializadores, transmissores 
foram, devidamente, esclarecidos. A expansão da oferta de energia ganhou uma regra através 
dos Leilões de Energia Nova (A-3, A-5) que permitiram investidores conseguissem enxergar 
regras estáveis e taxas de retorno aceitáveis para os investimentos de longo prazo que 
pretendiam fazer na geração de energia no país, independentemente, da fonte que idealizavam 
adentrar. 
2.3. Padrão de Financiamento Estatal no Setor Elétrico Brasileiro 
2.3.1. Anos 70 
O modelo estatal de gestão dos ativos de energia elétrica no Brasil foi um modelo 
bastante eficiente do ponto de vista da expansão da oferta. Este modelo vigorou, principalmente, 
nos anos 70, onde o país crescia a taxas anuais de 10% e houve a opção do governo militar de 
empreender a geração de energia, principalmente, proveniente de fonte hídrica. No período que 
antecedeu ao ano de 1973, data do primeiro choque do petróleo, o desenvolvimento brasileiro, 
seguiu o padrão mundial da “Petro-Prosperidade”. Apesar de não corrigir a rota no que tange 
ao consumo intensivo de petróleo, o governo brasileiro optou pela hidroeletricidade como 
sustentáculo para o crescimento econômico das décadas seguintes. De acordo com 
Bielschowsky (1997), o modelo funcionou como “uma máquina autônoma de acumulação de 
capital”. Houve investimentos estatais de grandeporte que não vislumbravam período de 
retorno de capital ou riscos atrelados. 
As fontes para este padrão de financiamento foram, essencialmente, quatro: 
1. Autofinanciamento 
2. Aportes fiscais 
28 
 
 
 
3. Poupança privada 
4. Empréstimos Externos 
2.3.2. Anos 80 
A partir de 1983, houve uma crise de liquidez internacional. O Brasil encilhou-se 
com uma moratória e houve uma redução, em termos reais, significativa das tarifas de energia 
elétrica. A expansão da oferta de energia iniciou seu arrefecimento. O financiamento 
internacional tornou-se negativo. O único expediente restante que viabilizou alguma expansão 
foram os investimentos feitos com capital de inadimplência junto a fornecedores, prestadores 
de serviço e empreiteiros. 
Tabela 1: Status das fontes de financiamento ao longo dos anos (valores em %) 
Fonte: BNDES (2014) 
 
Anos 
Poupança 
Setorial 
Própria 
Poupança 
Pública 
Poupança 
Privada 
Poupança 
Externa 
Capital 
de Giro 
Investimento 
1970-82 30 32 24 27 -13 100 
1983-89 -21 88 14 -3 22 100 
Em suma, o padrão de financiamento estatal já havia se esgotado, mas não dava 
mostras de exaustão devido à rolagem da dívida estatal e as inadimplências generalizadas no 
setor. No entanto, dado o cenário, a insustentabilidade estava instaurada. 
2.3.3 Padrão de Financiamento Privado no Setor Elétrico Brasileiro 
Houve um grande encontro de contas no início dos anos 90 para iniciar-se um 
financiamento que tivesse participação prioritária do capital privado, dada a impossibilidade de 
financiamento público. A tarifa “universal”, única para todos os estados, foi extinta. E as novas 
tarifas passaram a obedecer à lógica econômica com valores para cada região. O índice de 
inadimplência no setor foi forçosamente colocado abaixo. Havia que se demonstrar 
transparência e credibilidade para contar com o aporte de capital privado. 
A sustentação do plano de expansão da oferta foi seriamente comprometida, pois, 
mesmo com o saneamento das contas do setor, o capital privado viu-se receoso em fazer 
qualquer tipo de empréstimo ou inversão. Sem financiamento privado ou continuidade da 
29 
 
 
 
expansão via governo, uma crise de abastecimento passou a ser questão de tempo. A tabela 2 
demonstra, claramente, o comprometimento do investimento na área de energia, a partir dos 
anos 70. 
Tabela 2: Investimento na área de energia, a partir dos anos 70 
Fonte: Eletrobrás(2014) 
 
 1971-80 1981-90 1991-93 1994-96 1997 
Investimento em 
R$ de 1996 
(bilhões) – 
médias anuais 
10,7 12,6 8,3 5,0 5,0 
Investimento 
como % do PIB – 
médias anuais 
2,1 1,5 0,9 0,6 0,6 
Adição média 
anual de 
capacidade (GW) 
2,0 2,5 1,1 1,8 2,0 
 
2.3.4 Desequilíbrio “Forçado” de Mercado e Preços em Queda Livre 
Dado ser de ordem estatal todo o histórico de formação de capital no setor elétrico 
e que, no momento, em que se propõe ao capital privado a sua inserção para esta prática, a partir 
de meados dos anos 90, não havia regras claras para vendas no longo prazo ou, para poder 
oferecer recebíveis de boa qualidade para os bancos fomentadores, como o BNDES. Mesmo 
com uma série de concessões que foram feitas para sua entrada na área de geração, a 
participação foi restrita aos leilões de privatizações que houve nos meados dos anos 90. E foram 
as distribuidoras os focos centrais deste capital. Apenas algumas geradoras saíram das mãos do 
governo (seja estadual ou federal): a CESP vendeu para a CESP Tietê para o grupo americano 
AES, vendeu a CESP Paranapanema para o grupo americano Duke Energy e o grupo Tractebel 
arrematou, em um dos leilões, o parque gerador da Gerasul. 
O racionamento de 2001 poderia ter ocorrido muito antes, pois, o padrão de 
financiamento já havia esgotado suas possibilidades e a expansão da geração não foi o suficiente 
para atender a demanda por energia do país. A transmissão e a geração de energia foram os 
30 
 
 
 
segmentos mais fragilizados neste período de transição. Assim, ficou-se à mercê de uma estação 
de baixa hidrologia, que foi a que ocorreu entre os anos de 2000 e 2001. 
Com a redução forçada da demanda por energia, buscava-se um equilíbrio de 
mercado perdido. O racionamento mudou hábitos dos consumidores e criou uma preocupação 
maior com a questão da eficiência energética. Obviamente, o impacto não se deteve aquele 
momento e provocou uma redução no consumo que transcendeu o período de racionamento 
(entre junho de 2001 e fevereiro de 2002). 
O contexto de sobra conjuntural de energia foi inevitável, principalmente, levando-
se em conta o cenário de recessão econômica que se assolava o país, que colhia os frutos da 
falta de liquidez do sistema financeiro internacional proveniente das crises da dívida argentina 
e os atentados terroristas de 11 de setembro de 2001. O Brasil não teve o crescimento esperado 
e o descolamento positivo entre oferta e demanda de energia provocaram uma queda acintosa 
dos custos marginais de operação do sistema. 
 O custo marginal de operação do sistema é o principal indicador para os preços de 
energia no mercado de curto prazo. O preço MAE (Mercado Atacadista de Energia), à época, 
hoje PLD (Preço de Liquidação das Diferenças), que é calculado a partir deste custo, variou de 
R$ 684 / MWh no início do período de racionamento até o seu valor mínimo (pagamento de 
O&M das usinas) de R$ 4,00 / MWh em questão de semanas, após fevereiro de 2002. Sendo 
assim, toda a perspectiva de preços para os anos subsequentes foi revisada pelos players de 
mercado, para baixo. Este foi o momento ideal para que os compradores agissem e efetuassem 
suas compras de blocos de energia, via contratos bilaterais, para o suprimento até onde as 
expectativas delineavam que as curvas de oferta e demanda de energia voltariam a se encontrar. 
 
 
 
31 
 
 
 
 
Figura 3: Valor PLD em R$/MWh 
Fonte: CCEE (2013) 
 
A data representativa para a certeza de que os preços estavam definitivamente muito 
abaixo do esperado foi o dia 19 de setembro de 2002, quando foi realizado o primeiro leilão de 
venda de energia das geradoras federais. Apenas comercializadores, distribuidoras e 
consumidores livres poderiam participar, na ponta de compra. Certamente, poder-se-ia pensar 
que os todos os consumidores iriam aproveitar aquele momento de energia barata, fossem 
cativos ou livres. Definitivamente, não foi o caso. Era permitido às distribuidoras (as únicas 
que poderiam ter consumidores cativos) que repassassem às tarifas exatamente o valor de 
compra desta energia. Portanto, não havia incentivo econômico nenhum para que tal fosse feito, 
além do que, o efeito do racionamento fez com que suas respectivas cargas agregadas fossem 
rebaixadas, criando um contexto onde a energia consumida era menor que a energia contratada 
frente aos geradores. O contrário ocorreu com os comercializadores e consumidores livres, a 
compra poderia ser direta e caso houvesse interesse em revenda, o preço seria livremente 
acordado entre as partes. 
O resultado final do leilão foi que a conjuntura de sobra de energia era tão 
contundente que apenas 30% dos lotes foram vendidos e, principalmente, para os vencimentos 
de suprimento mais próximos (no caso, dezembro de 2004 e dezembro de 2006). Os preços, em 
termos correntes, de aproximadamente R$ 58 / MWh para o período de suprimento quatro anos, 
0
100
200
300
400
500
600
700
n
o
v
/1
2
ju
n
/1
2
ja
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i/
0
0
d
e
z
/9
9
ju
l/
9
9
SE/CO
32 
 
 
 
foram aquém dos preços reajustados dos Contratos Iniciais, que estavam por voltade R$ 66 / 
MWh. Isto reforçou as expectativas de preços mais baixos para anos vindouros. 
Estimava-se, à época, que 70% do parque gerador brasileiro estavam nas mãos do 
Estado, consequentemente, a energia associada a esta capacidade seria majoritariamente estatal 
e, oriunda do padrão de financiamento originário dos anos 70 (caso do sistema Eletrobrás). 
Dada à característica da matriz energética brasileira, naquele ano, de 92% de fonte 
hidráulica e sem a possibilidade de estocar energia, os preços, se já estavam despencando, 
tinham a previsão de cair ainda mais. Como se fora numa bolsa mercantil, o “comportamento 
de manada”1, era esperado. Só demorou a ocorrer porque o Estado, como próprio gestor das 
geradoras, tropeçou nas previsões e no planejamento, teve a percepção de venda tardiamente. 
Num contexto em que a cada mês os compradores se propunham a pagar menos pela energia e 
acabou por comprometer, severamente, o fluxo de caixa futuro das empresas. Isto ocorreu 
porque, ao sabor da “manada”, se o preço de mercado está caindo, o interessante é que se 
minimizem prejuízos e que sejamos um dos primeiros a vender. Não foi o que aconteceu. Se 
houve uma postergação do problema, com as empresas estatais buscando auxílios como no 
passado, a lógica que passou a reger o financiamento do setor é a econômica e não beneficia a 
inação. 
Desde então, depois que os consumidores livres tiveram a permissão legal (Lei 
10.848 de 15 de março de 2004) de realizarem seus próprios leilões e obter a participação das 
geradoras federais e estaduais, os preços foram mais baixos. Por exemplo, para o ano de 2005, 
o preço praticado foi por volta de R$ 45 / MWh, sendo que, comparativamente, o preço dos 
Contratos Iniciais era de R$ 66 / MWh. 
2.3.5 Último ciclo 
Nos últimos dez anos do ciclo tem havido um grande distanciamento entre os ambientes 
do ACL e ACR. O poder concedente entendeu que a expansão dar-se-ia, fundamentalmente, 
através do ACR, por intermédio dos leilões de energia nova (A-3, A-5, por exemplo). A carga 
 
 
1 Jargão dos mercados financeiros onde um agente participante passa a adotar a estratégia de copiar as ações da 
maioria dos agentes no mercado. 
33 
 
 
 
estimada do ACL no SIN está em torno de 27% da carga, sendo que o ACR ainda responde ao 
valor de cerca de 73%. Desde 2008 para cá, as cargas de migração maiores são oriundas de 
consumidores especiais, cuja demanda contratada situa-se na faixa de 0,5 a 3 MW. Trata-se de 
consumidores que tinham uma carga menor e esperaram o movimento inicial das empresas de 
grande porte para que, mimeticamente, fizessem o mesmo. 
Conforme Birnbaum et al (2002), a ideia da evolução do mercado livre, tanto no Brasil 
quanto internacionalmente, deve partir da comparação com o sistema anterior regulado, em que 
as autoridades passavam os custos das danosas reservas de capacidade para os consumidores 
de modo arbitrário e forcado. O resultado sempre era um excesso de capacidade, gerado pela 
ineficiência, bem como, muitas vezes, preços altos. Em muitos mercados, a retirada do excesso 
de reserva e a melhor gestão induziram a preços mais baixos. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
34 
 
 
 
Tabela 3: Síntese sobre principais eventos históricos, padrão de financiamento e impactos na 
liquidez e risco 
Evento Padrão de 
Financiamento 
Vigente 
Flexibilidade de 
Preços da Energia 
Elétrica no Atacado 
Impactos na Liquidez 
do Mercado e Riscos 
Década de 70: 
Expansão do parque 
hidrelétrico com 
grandes projetos 
(Itaipu, Tucuruí). 
Empresas estatais 
nacionais, com amplo 
crédito de bancos 
internacionais. 
Forte controle estatal, 
tarifas como 
instrumento de controle 
inflacionário. 
Mercado totalmente 
regulado com oferta de 
crédito no início do 
período e deterioração 
ao final. Grande 
engessamento do 
mercado, falta de 
liquidez e contratos 
fixos de longo prazo. 
Primeira Reforma do 
SEB (1995-1997) 
Privatização de boa 
parte do setor: maioria 
das distribuidoras e 
algumas geradoras 
hidrelétricas com aporte 
de investidores e 
financiamento via 
BNDES 
Preços livres após 
liberação dos contratos 
iniciais. 
Início da introdução da 
liquidez no mercado de 
energia elétrica, porém, 
sujeita à transição 
institucional, muitos 
riscos associados à 
evolução regulatória. 
Pós-crise de 2001 Flexíveis e baixos, 
refletindo sobra 
conjuntural de energia, 
induziram o movimento 
dos grandes 
consumidores ao ACL. 
Alta liquidez, com 
migração constante de 
consumidores 
eletrointensivos ao 
ACL. Pouca oscilação. 
Risco mais baixo. 
Período Inicial do 
Novo Modelo (2004-
2007) 
Investimento de 
empresas privadas de 
capital nacional, com 
financiamento do 
BNDES, inclusive com 
participação acionária. 
Bastante flexíveis. Os 
preços do atacado 
incentivaram uma 
migração dos 
consumidores ao ACL 
Continuidade de alta 
liquidez. Permanência 
de migrações e 
negociações de grande 
montante no ACL. 
Preços baixos com 
volatilidade não tão 
alta. 
Último ciclo (2008 até 
hoje) 
Capital estrangeiro 
investindo, 
principalmente, fundos 
de private equity, com 
financiamento do 
BNDES. No início do 
ciclo, investimentos 
maciços; ao final do 
ciclo, investimentos 
escassos. 
Nem tão flexíveis com 
recorrentes intervenções 
governamentais como 
redução do teto do PLD 
em 2014, ou redução 
artificial de tarifas (MP 
579). 
Diminuição da liquidez, 
principalmente, com 
elevação da volatilidade 
com o PLD atingindo 
patamares elevados 
como em janeiro de 
2008 e ano de 2014. 
 
35 
 
 
 
3 ERROS E CASOS CLÁSSICOS NA GESTÃO DE RISCO 
Mais do que em outras áreas do conhecimento, o aprendizado com os erros do 
passado deve ser recorrentemente revisitado e alinhado com todas as áreas dos bancos e 
empresas que se envolvam com os mercados no mundo. Como citam Deng e Oren (2006): 
“Uma exposição incontrolada aos riscos de preços de mercado pode 
levar a consequências devastadoras para os participantes do mercado 
nesta indústria reestruturada ligada à eletricidade”. 
Se há constantes ondas de quebras com ativos que têm volatilidade em torno de 
15% ao ano, como o câmbio, há que se importar com os contratos ligados à eletricidade, que, 
como afirmam os autores acima, sofrem o efeito dos atributos físicos únicos ligados à produção 
deste tipo de energia. Para ilustrar o grau da dimensão da volatilidade do ativo eletricidade, 
Birnbaum et al (2002) destacam que não apenas a incapacidade de estocagem, mas também, a 
impossibilidade de substituição da energia elétrica, no curto prazo, gera o cenário de risco 
elevado. Lembram, ainda, que mesmo com apenas 80 a 85% da capacidade tomada, ou seja, 
com algum grau de ociosidade, os preços podem ser levados a subir repentinamente. 
Mercados com alta volatilidade podem fazer proliferar eventos de baixa 
probabilidade e de alto impacto, comentados na publicação de “The Black Swan” ([Taleb 
(2007)]. No “Cisne Negro”, Taleb (2007) conta que os cientistas não faziam ideia da existência 
de cisnes negros no mundo. Apenas os descobriram no ano de 1697, na Austrália, e a 
descoberta, hoje em dia, nos parece óbvia. O fenômeno “cisne negro” é apenas uma ilustração 
de eventos que eram, absolutamente, estatiscamente improváveis, e, de uma hora para outra, 
tornaram-se realidade. 
Ressaltamos alguns pontos que Taleb (2007) ilustra para que não caiamos, 
sistematicamente, nos graves erros que empresas e corporações fizeram. Há que se evitar: 
a. Se previr as situações extremas, administraremos o risco 
Trata-se de um erro vital. Porque se vimos apenas “cisnes brancos” durante toda a 
vida, não conseguiremos prever a existência de “cisnes negros”. E eles existem. Então a nossa 
capacidade de prevê-los é péssima. O melhor, neste item, é vislumbrar as eventuais 
consequências e inferir seconseguisse suportá-las em termos de orçamento ou, até mesmo, da 
perpetuidade da empresa. Uma oscilação muito grande de mercado, seja na oferta ou demanda 
por energia, num cenário de exposição de carteira, afeta em que proporção o patrimônio líquido 
36 
 
 
 
da empresa? Encaixa-se na política de perdas suportáveis pelos acionistas? Eles sabem disto? 
São algumas das indagações que devem ser respondidas prontamente. 
b. O passado explica o futuro 
A gestão de risco da empresa não pode ficar olhando para eventos, já ocorridos, o 
tempo inteiro. Não havíamos tido um racionamento de energia por muito tempo até os anos de 
2001 e 2002. Após este período, nunca o PLD tinha alcançado valores superiores a R$ 500 por 
MWh antes de janeiro de 2008. Ao olharmos a série histórica do PLD, o valor médio num 
período de 12 meses jamais tinha superado os R$ 150 por MWh. De agosto de 2012 a julho de 
2013, o PLD médio foi de R$ 254,63 para o submercado sudeste e centro oeste. 
Até o final da década de 80, o pior cenário vivido pela bolsa americana, foi de uma 
queda de 10% no dia. Numa tarde negra de outubro de 1987, a bolsa despencou 23%. Observar 
os desvios-padrões ou medidas estatísticas de posição, como as médias, ou medidas de 
dispersão como os tais desvios-padrões, não levam a grandes proteções ao patrimônio da 
empresa exceto em tempos de negociações típicas. No entanto, é exatamente em tempos 
atípicos que a insolvência se propaga com uma velocidade enorme. No caso específico do 
mercado de energia elétrica brasileiro, dado ao alto poder de alavancagem de empresas 
menores, e por se tratar de um mercado onde a liquidação é bilateral, a capacidade de contágio 
de uma eventual insolvência pode causar uma parada generalizada da liquidação. Como ocorreu 
no adiamento da liquidação financeira de janeiro de 2013, na CCEE, que até decisão da 
ANEEL, 45 dias depois, restou sem data definida. Efetivamente, só foi ocorrer em maio de 
2013, fazendo com que as empresas buscassem, à época, preços inferiores ao valor do PLD 
daquele mês. Isto é, os agentes aceitavam ágio no preço final da energia em troca da certeza do 
recebimento. 
Eventos que estão nos extremos das caudas de distribuição de probabilidade são 
responsáveis por mudanças no status. De todos os riscos que corremos, menos de 1% causará 
prejuízos exorbitantes. Os eventos ligados à sociedade e à economia, diversas vezes são 
aleatórios: podemos falar de tipicidade de peso ou altura, mas não de tragédias ou sucessos 
típicos. 
c. Atenção aos contraexemplos 
37 
 
 
 
Aconselhar alguém a não fumar, a título de exemplo, é mais fácil e traz mais 
impacto que qualquer outro conselho sobre saúde. A gestão de risco funciona da mesma forma. 
Apesar de que, nas Ciências Econômicas, o que não é perdido, é, efetivamente, ganho; não é 
assim que os gestores de risco costumam se comportar. Eles ficam mais exultantes ao anunciar 
lucros do que divulgar que evitaram perdas bilionárias. Em geral, as empresas de energia, 
principalmente, tratam as áreas de risco ou os gestores de risco como seres que estão alijados 
dos centros de resultados ou de lucros. Comumente, são vistos como peças que existem apenas 
como justificativas de políticas de governança não implantadas com rigor ou fora da cultura 
extemporânea da empresa. Este tipo de visão e cultura corporativa são os principais 
alimentadores de sintomas que levarão ao desprezo das potenciais perdas que a empresa, e com 
elas, os acionistas, terão pelo futuro. 
3.1 Casos Clássicos 
3.1.1 Casos no Mercado de Energia Brasileiro 
 No Brasil, ainda não há, nos mercados de energia, casos que são divulgados pela 
mídia não especializada, ou na literatura, senão nos tribunais de justiça, que tem acarretado ao 
longo destes últimos 10 anos, um número elevado de ações contra a CCEE e a ANEEL, como 
partes requeridas. 
Como na liquidação financeira da CCEE, os agentes credores do mês liquidado 
serão responsáveis pelos respectivos débitos dos agentes desligados, haverá uma diversidade 
de créditos com vários agentes que buscarão seus direitos, através de cobranças judiciais. 
Todavia, boa parte dos devedores decretou falência. 
Os processos têm se arrastado ao longo dos últimos anos. Não bastasse o setor 
elétrico se emaranhar numa série de regras e jargões que são desconhecidos pela grande maioria 
da população, os eventos de inadimplência, dada a característica de loss sharing do mercado e 
a cobrança bilateral, faz com que não haja transparência nos casos de quebra e insolvência. 
Estes advêm, principalmente, da gestão de risco de mercado e de risco de liquidez com má 
condução. 
Para entendermos melhor como se procede ao mecanismo de liquidação financeira 
da CCEE, vamos recorrer às Regras de Comercialização da CCEE, versão zero do ano de 2013: 
38 
 
 
 
“A liquidação trata da apuração dos valores monetários que constarão 
do mapa de liquidação financeira do mercado de curto prazo, e do rateio 
da eventual inadimplência observada nessa liquidação2”. 
 Como se pode observar, a cada mês contabilizado e liquidado resta a possibilidade 
de que algum agente, que tenha ficado inadimplente por aporte de garantias, insolvência na 
compra de lastro no MCP (Mercado de Curto Prazo) ou, até mesmo contribuição associativa 
vir a ser desligado por decisão exclusiva do Conselho Administrativo da CCEE. Caso haja este 
desligamento, o agente insolvente torna-se devedor, em termos de direito e de fato, dos agentes 
que ficaram positivos. Ou seja, agentes credores que ficaram com energia excedente naquele 
determinado mês, valorada ao respectivo PLD buscarão seus direitos na justiça. Sob esta luz, 
temos que as ações de cobrança judicial, comuns nestes eventos de inadimplência, são 
coordenadas pela CCEE, porém, movidas como partes afetadas os agentes credores daquele 
mês. 
 
Figura 4: Inadimplência na CCEE 
Fonte: CCEE (2013b) 
 
 
2 Grifo meu. 
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10%
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30%
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Como não poderemos nos utilizar de fatos acontecidos neste mercado, objeto da 
presente tese, migraremos para outros mercados; uma vez que não se pode analisar a evolução 
da gestão de risco, no Brasil e no mundo, sem prescindir da enumeração dos contraexemplos 
que possuímos. 
 Para ilustrar a dimensão dos prejuízos que uma gestão de risco com má condução, 
buscaremos espelho em alguns eventos clássicos, que estão documentados, no mercado 
financeiro nacional e internacional. 
3.1.2 Casos no Mercado Financeiro Nacional 
Um caso clássico de má conduta na gestão de risco de mercado ocorreu 
recentemente, na crise financeira de 2008. Velhas e novas lições puderam ser aprendidas. 
A crise de inadimplência que houve, principalmente no segundo semestre de 2008, 
adveio, em grandes linhas, de uma negligência que vários bancos e empresas tiveram com 
vários tipos de derivativos, que embora, os entendessem, não se fixaram, atentamente sobre o 
risco que eles embutiam nos seus respectivos portfólios. 
Estes derivativos foram considerados “tóxicos” e associados, diretamente, a 
ocorrência das catástrofes financeiras, segundo Lowenkron (2009). No Brasil, houve a presença 
dos CDOs (collateralized debt obligations) lastreados em derivativos de câmbio. 
Várias empresas, não financeiras, de cunho exportador, se envolveram. Dentre estas 
estavam Aracruz e Sadia. Reconhecidas, nacionalmente, como empresas abertas de grande 
responsabilidade gerencial e financeira. No entanto, concordaram num padrão de financiamento 
da sua produção para exportação que se comportavam dentroda seguinte operação: captavam 
a taxas efetivas de juros em preços abaixo do mercado, sempre que a cotação do dólar estivesse 
abaixo de um valor determinado. Caso contrário, o valor devido crescia proporcionalmente a 
cotação do dólar vigente. 
 
 
 
 
40 
 
 
 
 
Figura 5: Câmbio – Preço à vista 
Fonte: BCB (2012) 
 
 Este tipo de negócio, claramente, embute o que se chama de venda de opção de 
compra de câmbio. Onde, as empresas não financeiras, se alavancavam com as taxas de juros 
menores que as do mercado, num contexto de estabilidade cambial. Mas, sempre há uma 
contrapartida: os juros menores eram descontados como um prêmio por uma opção de compra 
de câmbio, ou seja, o banco financiador comprava uma opção da empresa não financeira, cujo 
preço de exercício era o tal valor determinado da taxa de câmbio à vista e o prêmio era recebido 
pela empresa através dos juros reduzidos. Mesmo que as empresas envolvidas fossem, 
naturalmente, grandes receptoras de dólar, por seu caráter exportador, alavancaram as suas 
posições muito além do que seria um simples hedge. Segundo Lowenkran (2009), a perda 
financeira para Aracruz, foi de aproximadamente, US$ 2,1 bilhões frente a um fluxo de caixa 
operacional de R$ 1,4 bilhões antes da crise. Já para a Sadia, as perdas beiraram os US$ 2,5 
bilhões frente a um fluxo de caixa semelhante ao da Aracruz. Fica claro que as empresas 
abandonaram uma posição de hedge para adotar uma posição especulativa. A tarefa do gestor 
de risco da empresa seria alardear o diretor financeiro, que, consecutivamente, faria o mesmo 
para o conselho de administrativo das empresas. Todavia, a questão do “resultado a qualquer 
custo” que parece negligenciar a gestão ponderada de risco fez com que o descasamento entre 
as quantias envolvidas nas operações financeiras e o fluxo operacional fosse ignorado. O 
desfecho da história foi a compra da Aracruz pela VCP (Votorantim Celulose e Papel) para que 
honrasse seus compromissos e evitasse uma falência quase imediata. E a Sadia foi comprada 
pela Perdigão, formando a Brasil Foods, pelo mesmo motivo. 
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 De antemão, a exposição cambial desequilibrada das empresas seria capturada por 
um teste de estresse com cenários bem fundamentados. Supondo que isto foi feito, quais foram 
os erros cruciais da gestão de risco das empresas: 
a. O teste de estresse teve os cenários muito otimistas para um real “teste 
de estresse”? 
b. A presença de derivativos “tóxicos” não foi devidamente precificada 
pelos gestores de risco, e desta forma, assumiram comportamentos inesperados pela 
direção da empresa? 
c. Tudo foi corretamente executado, mas, o conselho da empresa 
desprezou a situação? 
 Ao se deparar com um grau de complexidade muito elevado de determinadas 
operações, que, inclusive, não tiveram seus resultados e fatores de riscos decompostos de uma 
maneira correta, o efeito torna-se catastrófico para as carteiras no geral. 
 No mercado de energia do Brasil, há um tipo de operação bastante comum, que é a 
venda de energia elétrica a um preço fixo, em reais por MWh. No entanto, neste derivativo de 
energia mais sofisticado, prevê-se que, caso o PLD fique acima de um determinado patamar, o 
preço deixa de ser fixo em reais por MWh e passa a ter um multiplicador de PLD, acima da 
unidade. Por exemplo, 120% do PLD. Trata-se de uma venda de contrato a termo com um 
gatilho para uma opção de venda de energia do gerador contra um consumidor livre ou 
comercializador. Comporta-se de uma maneira muito próxima aos casos de “derivativos 
tóxicos” que acabamos de contextualizar nos casos da Sadia e Aracruz. 
 Se com uma cultura de gestão de riscos mais desenvolvida, exigidas por empresas 
de capital aberto, o prejuízo foi bastante significativo. Faz-se ideia do que mensurar sobre o 
mercado de energia no Brasil, no qual, tanto a metodologia de tratamento dos riscos, quanto a 
política de risco que é superveniente à metodologia, são precárias nas empresas. 
3.1.3 Casos Clássicos do Mercado Internacional 
 No que tange às crises nos mercados internacionais de energia, Deng e Oren (2006) 
fazem menção aos preços de energia que, no verão de 1998, chegaram no Meio Oeste dos EUA 
a US$ 7.000 / MWh fora das cotações normais que variavam entre US$ 30 – 60 causado pela 
quebra de dois grandes comercializadores da costa leste. Citam que em 2004, no Texas, houve 
42 
 
 
 
uma elevação súbita de preços por uma nevasca que levou um comercializador varejista à 
falência depois de ficar exposto aos preços spot. Escribano et al (2002) afirmam que os preços 
desregulamentados oriundos dos modelos liberalizados dos países que implantaram mercados 
de energia no mundo, através de competição na geração e suprimento de energia, são 
caracterizados pela extrema volatilidade dos preços. De fato, os países que apresentam 
mercados futuros, mercados de opções, tais como Austrália (Sidney Futures Exchange), Nova 
Zelândia (New Zealand Futures and Options Exchange), Escandinávia (Eltermin) e EUA 
(NYMEX), apresentaram este efeito. 
 Pelo lado dos mercados financeiros internacionais, os Collateralized Debt 
Obligations (CDOs) também causaram um estardalhaço na crise financeira nos EUA em 2008. 
As perdas incorridas vieram com os derivativos de crédito. Além do aumento no grau de 
complexidade destes produtos, a excessiva alavancagem foi decisiva para que chegássemos a 
uma quebra quase generalizada de bancos e empresas na maior economia do mundo. O excesso 
poderia ter sido capturado e alardeado pelos gestores de risco. No entanto, não o fizeram, 
marcadamente em função da busca pelo “resultado a qualquer custo”. Toca-se no ponto em que 
as empresas ou bancos não podem submeter ou vincular uma área que pretende preservar o 
patrimônio líquido observando os mais diversos cenários que poderiam dilapidá-lo à outra área, 
cuja preocupação reside, exclusivamente, em alavancagem de operações e ingresso crescente 
de receitas. Há conflitos de interesses e não podem restar debaixo da mesma custódia. 
 O mercado de crédito dos EUA é reconhecido pela dinâmica e complexidade. Nas 
últimas inovações, antes da crise, consumidores com um risco de crédito bastante elevado por 
causa de sua baixa capacidade de pagamento ou risco moral de inadimplência elevado, 
caracterizados como subprime, tiveram acesso a mecanismos de crédito interessante para as 
suas demandas imobiliárias, mas, nem tanto para o seu bolso. Sendo assim, os agentes 
financiadores securitizavam as quantias destinadas a compra das casas em ativos de crédito 
chamados de ABS (Asset-Backed Securities) lastreados nos recebíveis primários. O risco de 
crédito era examinado e se dividia as operações em várias subdivisões. Obviamente, as 
melhores, denominadas de seniores, tinham o risco mais baixo. 
 Mas a busca pela liquidez era enorme. Assim, não se bastasse que apenas os 
melhores riscos de créditos fossem premiados pela expansão do crédito imobiliário, os riscos 
piores começaram a ter vazão. Assim, segundo Lowenkran (2009): 
43 
 
 
 
 “No entanto, o processo de engenharia financeira não terminava 
aí. Tranches arriscadas (mezzaninas ou juniores) das carteiras de ABSseram reempacotadas em novas carteiras nela lastreadas. Novamente, 
eram divididas em N tranches com diferentes ordens de prioridade nos 
recebimentos de créditos. Criava-se, assim, um derivativo de crédito 
que ficou conhecido como CDO (Collateralized Debt Obligation), que 
era como um novo ABS agora estruturado em cima de cotas 
intermediárias do ABS original. O processo poderia continuar com as 
tranches mais arriscadas de uma carteira de CDOs sendo reempacotados 
como novo CDO. As cotas destes produtos com prioridade no 
recebimento de créditos e com muita estrutura de proteção ficaram 
conhecidas como super seniors tranches dos CDOs”. 
 “Muita proteção”, junto com a existência do lastro das casas, parecia ser a garantia 
para a sustentação do boom imobiliário que ocorreu desde o ano 2000 até às vésperas da crise. 
As tranches seniores e super-seniores foram consideradas de baixo risco. Várias agências de 
rating atribuíram classificação AAA para estes produtos e várias seguradoras os asseguravam 
os CDOs através de CDS (Credit Default Swaps). 
 E foram os CDOs e CDSs os principais atores das perdas bilionárias durante a crise. 
Em relatório do banco suíço UBS relatou que 66% das perdas teve origem nos CDOs. Para 
Lowenkran (2009): 
“As operações estavam no pipeline para serem securitizadas 
posteriormente, e, principalmente, operações proprietárias de 
carregamento de tranches super-seniores dos CDOs [...] o documento 
deixa claro que, na metodologia de cálculo de VaR, era fundamental a 
informação de que o ativo era considerado AAA. Como a volatilidade 
de ativos de crédito AAA era muito baixa, tais posições acabavam por 
contribuir muito pouco para o VaR e para o estresse. Portanto, vê-se 
que as métricas tradicionais para controle de risco acabavam não dando 
a devida atenção ao que verdadeiramente determinava o risco financeiro 
daquelas posições: o risco de crédito dos consumidores norte-
americanos (subprime) e o preço das suas casas”. 
 Desta forma, o erro em questão de um erro de modelagem e interpretação dos 
fatores de risco que colocavam todas as operações e suas precificações de um modo 
subestimado. O ponto inicial para que o efeito dominó se arrastasse foi a classificação AAA 
para os derivativos de créditos lançados sendo que o ativo-objeto tinha um risco elevado. O 
cenário se agravou quando os preços das casas começaram a desabar, provocando, uma elevada 
volatilidade. O lastro das operações perdeu valor e necessitava de mais casas para suportar o 
mesmo derivativo. Houve uma crescente venda de casas, com um efeito “manada”, para que 
44 
 
 
 
honrassem os contratos de financiamento fechados. Desta forma, com a renda se esvaindo, não 
havia compradores para as casas, destruindo a alavancagem que o mercado financeiro tinha 
dado ao setor imobiliário. O círculo virtuoso se rompeu, dando origem a uma liquidação de 
ativos. É um fato sintomático de todas as crises financeiras. 
3.1.4 Analogia com o Mercado Brasileiro de Energia Elétrica 
 Conforme abordado no início do capítulo, embora tenhamos presenciado vários 
eventos de falência e insolvência dentro do mercado de energia elétrica, os mesmos não foram 
divulgados de forma incontroversa para domínio público, sendo assim buscamos na literatura 
atrelada ao mercado financeiro os casos clássicos de negligência na gestão de risco. O mais 
comum são várias coleções de ações judiciais ou arbitragens que transitam e transitaram, mas, 
que não nos permite a transparência suficiente para que se tornem referência para o meio 
acadêmico. Apesar de haver indícios de gestão negligente de risco de mercado e risco de 
liquidez traduzidos por pessoas com muita experiência e vivência neste mercado além da 
revelação através de uma sequência de fatos estilizados que um gestor experiente de riscos, 
normalmente, consegue captar. 
 As crises clássicas mais famosas no mercado financeiro têm como evento 
originador o comportamento humano. Nos mercados comuns, não lidamos com fenômenos 
naturais ou algo do gênero. Segundo Lowenkran (2009): 
“O comportamento dos agentes é endógeno e depende das condições 
vigentes no momento da tomada de decisão. Reconhecer isso é 
fundamental. Em condições anormais, como em face de grandes perdas, 
as circunstâncias mudam e consequentemente também mudam as ações 
e reações dos agentes envolvidos [...] a cauda da distribuição torna-se 
mais espessa e, assim, a hipótese da normalidade deixa de ser adequada, 
principalmente, quando se busca medir quantis muito elevados de uma 
distribuição”. 
 O mercado de energia elétrica no Brasil tem uma particularidade: os preços não são 
gerados através da intersecção das curvas de oferta e demanda da energia elétrica e, sim, por 
um sistema de otimização, do ONS, que calcula qual será o CMO (Custo Marginal de 
Operação). Este processo cria uma instabilidade psicológica ainda maior aos participantes do 
mercado. Em mercados cuja geração dos preços se dá, normalmente, pela interseção entre a 
oferta e demanda, quando o agente tem perdas recorrentes, a tendência é que se zere a posição, 
45 
 
 
 
rapidamente, mesmo com perdas elevadas. Reforça-se esta ação ao se perceber que não há uma 
expectativa clara, com fundamentos, de uma reversão do quadro. 
Este cenário, de ausência de expectativas fundamentadas, para reversão de 
tendência é muito comum neste mercado brasileiro. Ilustra-se com a elevada inadimplência 
havida na CCEE desde meados do ano de 2012 até o momento da redação deste trabalho. A 
permissividade com a posição negativa de marcação a mercado é superior à dos outros 
mercados. Porque, como o sistema de despacho hidrotérmico calcula o CMO que formará o 
preço do mercado de curto prazo tem como variável explicativa crucial a previsão de vazão 
afluente nas bacias hidrográficas, faz com que os gestores das operações ou diretores das 
empresas esperem reverter a situação com a vinda de uma série abundante de chuvas, caso 
estejam vendidos nos contratos com vencimento mais à frente. Ou uma seca severa, caso 
estejam comprados. Esta postura menos austera na gestão implica em que a volatilidade elevada 
deste mercado impacte as carteiras e, num horizonte próximo haja uma insolvência grande. 
 A grande lição que resta dos eventos das crises, em quaisquer mercados que sejam, 
é a de que se deve pensar quais são as efetivas consequências de permanecer nas posições 
perdedoras dentro da carteira. O dilema sempre é: “espero para tentar evitar o pior e reverter a 
posição ou realizo o enorme prejuízo agora? ”. Como no mercado de energia esta questão é 
mais presente porque, realmente, a vinda de eventos climatológicos diversos, geralmente, é 
suficiente para salvar posições perdedoras e torná-las, até mesmo vencedoras, a prática se torna 
ainda mais corriqueira. Por outro lado, em caso de agravamento do fenômeno em que houve a 
aposta, a probabilidade da inexistência de patrimônio líquido da empresa para honrar as perdas 
é alta. 
 Enfim, a boa governança, que exige que os limites sejam respeitados e que modelos 
de gestão de risco e métricas sejam debatidos pelos analistas, é um grande início para uma 
gestão prudente de risco e distante das falhas que podem implicar numa liquidação. O papel 
humano do gestor para a tomada de decisão em zerar ou diminuir uma posição perdedora é o 
fundamento do acerto. Certamente, os mecanismos de monitoramento de risco, através de 
métricas e modelos, ajudam muito na extração de sinais úteis de mercado. Voltando aos 
exemplos do mercado financeiro, a Goldman Sachs detectou os movimentos absurdos diários 
de 25 desvios-padrão em alguns ativos da carteira durante a crise de 2008. Depois do alarme, 
foi o momento em que os executivos da empresa discutiram e decidiram reduzir, drasticamente, 
46 
 
 
 
as posições que tinham com os tais derivativos “tóxicos”. Esta cautela, mesmo que tardia, fez 
com que a Goldman Sachs permanecesse