O Uso de Derivativos Financeiros no Setor de Energia Elétrica Brasileiro: Uma Análise de Risco e Retorno

Resumo

O mercado de derivativos tem registrado crescimento expressivo no Brasil e no mundo, impulsionado pelas transformações recorrentes na economia global e pela crescente demanda e diversificação desses instrumentos financeiros. Tal evolução impõe novos desafios ao campo contábil, já que a identificação e mensuração dos derivativos tornam-se mais complexas devido à pluralidade de produtos e à constante inovação financeira (Darós e Borba, 2005). Além de atuarem na mitigação de riscos, os derivativos são frequentemente utilizados como instrumentos de especulação, o que exige uma abordagem criteriosa e o desenvolvimento de políticas eficazes de gestão, dado que sua utilização sem o devido conhecimento pode ocasionar perdas substanciais (Amaral, 2003). O setor de energia elétrica brasileiro, estratégico para o desenvolvimento nacional, estruturou-se num modelo híbrido, com consumidores regulares vinculados ao Ambiente de Contratação Regulada (ACR) e grandes players operando no Ambiente de Contratação Livre (ACL). Esse contexto, marcado pela reestruturação do setor e pela diversificação das fontes energéticas, atribui papel central aos derivativos no contexto da gestão de riscos. Tais instrumentos têm ganhado espaço tanto nos debates especializados quanto no âmbito regulatório, dada sua capacidade de promover a eficiência e a sustentabilidade financeira das empresas do setor (Loiola, 2002). O avanço das regras de mercado, conformadas pelo MAE (Mercado Atacadista de Energia Elétrica) e reguladas pela ANEEL, trouxe inovações como a implementação de leilões (Lei 10.438/2002) e modernização dos contratos, favorecendo a sofisticação dos arranjos financeiros do setor, incluindo contratos futuros e outros derivativos, que permitem a precificação eficiente dos riscos inerentes ao mercado energético nacional (ANEEL, 2025). Tais contratos, negociados principalmente em ambientes como a BBCE, são liquidados financeiramente e vinculados a indexadores como o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) e o Custo Marginal de Operação (CMO), representando uma ferramenta essencial para proteção (hedge), redução de risco de crédito e tomada de decisões estratégicas pelos agentes do setor. Este estudo tem como objetivo propor contratos futuros de energia elétrica adaptados à realidade do mercado brasileiro, a partir da análise de PLDs regionais e dos preços médios do MWh para diferentes fontes energéticas, entre 2019 e 2023, bem como sugerir estratégias para aperfeiçoamento das práticas financeiras, políticas de risco, governança e transparência setorial. A metodologia adotada utilizou dados secundários do Sistema de Informações da Geração da ANEEL (2019-2023), período em que a capacidade instalada do país cresceu de 170,026 GW para 197,058 GW, com expansão do número de empreendimentos de 8.795 para 23.552. Segundo Portal Solar (2023), a comercialização, nos ambientes ACR e ACL, envolve regulamentações específicas quanto à participação dos agentes (REN nº 957/2021) e o papel da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), responsável pelo registro dos contratos, realização dos leilões e cálculo do PLD, indicador-chave do equilíbrio financeiro entre gerados e contratados. Entre 2019 e 2023, a CCEE promoveu quatro leilões, contratando 53.064 MW. O cálculo do PLD é realizado por modelos como o NEWAVE e o DECOMP, considerando o CMO e patamares de carga, estabelecendo limites mínimos e máximos anuais definidos pela ANEEL (CCEE, 2023). O estudo propôs contratos futuros modelados em R$/MWh, considerando dados de PLD e preços médios das fontes energéticas, seguindo recomendações da literatura (Loiola, 2002). Para avaliação de risco, adotou-se o desvio padrão dos retornos diários de PLD, anualizado conforme padrão de mercado (multiplicação pela raiz de 252), metodologia usual nos estudos financeiros (FERRAMENTA DO INVESTIDOR, 2017). Os resultados revelam oscilações expressivas do PLD nas sub-regiões do SIN. Na região Sul, identificou-se a segunda maior volatilidade semanal (136,90%) e de retorno total do período (505,55%), seguida pela região Norte (131,08% semanal e 502,15% total) e Sudeste (81,72% semanal e 456,03% total). Os padrões se mantiveram ao longo dos períodos avaliados (2021-2023), evidenciando acentuadas variações regionais do risco. Na avaliação por fonte de geração (biomassa, gás natural, PCH/CGH, eólica e solar), as fontes renováveis se mostraram menos expostas à volatilidade. O backtest em contratos futuros simulados demonstrou mitigação das oscilações negativas, resultando sempre em ganhos financeiros frente ao cenário sem derivativos. Todos os 532 contratos simulados foram lucrativos, com predominância de contratos de compra — o que indica, para 2021-2022, PLDs mais baixos que a média dos leilões. Conclui-se que a eletricidade, recurso indispensável e não armazenável, apresenta grande vulnerabilidade a riscos de preço, especialmente em mercados híbridos como o brasileiro. A alta volatilidade regional do PLD cria oportunidades para o uso de contratos futuros, que permitem proteção financeira em cenários adversos, ainda que limitem ganhos em movimentos favoráveis. A análise por fonte e sub-região mostra que o Norte obteve os melhores retornos em UTE e CGH, o Sudeste em eólica, hidrelétrica e solar, e o Sul em PCH. Os achados reforçam o papel estratégico dos derivativos na redução do risco e na potencialização dos resultados para agentes do ACL, impulsionando eficiência, inovação e competitividade setorial.