CCEE vê espaço para N5X operar de forma complementar ao mercado de energia

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A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) avalia que há espaço para que novas infraestruturas de mercado operem de forma complementar aos mecanismos já existentes no setor elétrico. A posição foi defendida por Eduardo Rossi, diretor de Segurança de Mercado da CCEE, durante o N5X Summit, realizado em uma quinta-feira, 17 de setembro.

Rossi afirmou que não faz sentido a Câmara ignorar a iniciativa e que a entidade deve abrir-se o máximo possível para permitir a conexão entre as estruturas. Ele destacou que a contraparte central não é uma iniciativa da CCEE nem uma frente de atuação direta da Câmara, mas mencionou iniciativas de autorregulação e novas infraestruturas de mercado, incluindo a clearing estruturada pela N5X.

Papel da CCEE e a necessidade de conexão

Segundo Rossi, a CCEE já atua como uma das engrenagens do mercado ao registrar contratos, realizar a contabilização e fazer a liquidação do mercado de curto prazo (MCP). Ele afirmou que uma nova infraestrutura que venha a operar nesse ambiente precisará se conectar aos processos existentes.

Rossi disse que essa interação deve ser vista como parte da evolução da comercialização, e não como um benefício específico à N5X ou à própria CCEE.

Pedido de autorização e desenho do produto

A N5X submeteu em janeiro ao Banco Central e à Comissão de Valores Mobiliários (CVM) pedido de autorização para operar uma plataforma de negociação e registro de derivativos padronizados com contraparte central.

O primeiro produto previsto é um contrato futuro de energia com liquidação financeira e possibilidade de entrega física no vencimento, formalizada pelo registro de um Contrato de Comercialização de Energia no Ambiente Livre (CCEAL) na CCEE. O desenho também prevê chamadas de margem ao longo do dia.

Redução de prazos e impacto nas garantias

Em abril, a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) determinou que a CCEE estudasse a redução dos prazos do processo. A Câmara deve apresentar até o fim deste ano uma proposta sobre a possibilidade de substituir a periodicidade mensal por ciclos semanais e diários. A agência também determinou estudo para antecipar o calendário atual de até MS+27 para até MS+20 dias úteis.

A proposta sendo desenhada pela CCEE separa etapas do processo e considera cálculo diário do núcleo da contabilização, formado pelo balanço entre geração e consumo valorado ao Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), com liquidação financeira semanal. Outros componentes regulatórios e tributários permaneceriam em uma apuração mensal.

No evento, Felipe Calabria, superintendente da Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração e do Mercado de Energia Elétrica (SGM) da Aneel, relacionou essa mudança à discussão sobre garantias financeiras. Calabria afirmou que o longo intervalo atual entre a operação e a liquidação aumenta o período que precisa ser coberto pelas garantias. Segundo ele, a redução desse calendário permitiria calibrá-las sobre exposições menores.

Calabria disse que a redução do calendário está sendo trabalhada pela agência com a CCEE e associou a evolução dessa frente à agenda de garantias financeiras. Ele explicou que, com ajustes mais frequentes, a exposição a ser coberta em cada momento também tende a ser menor.

Proposta do MME e dupla contabilização

Na consulta aberta em agosto para revisar o Decreto 5.163/2004, o Ministério de Minas e Energia (MME) propôs que, a partir de janeiro de 2029, a contabilização e a liquidação ocorram em intervalos não superiores a uma semana. O MME apontou que a mudança reduziria o volume financeiro acumulado entre liquidações e a exposição do mercado a inadimplências.

O cronograma poderá ser revisto de acordo com os resultados da Consulta Pública 218/2026, que discute a dupla contabilização do MCP. A proposta prevê uma apuração ex-ante dos compromissos assumidos antes da operação e outra ex-post, com base nas medições realizadas. A implementação plena está prevista até 30 de junho de 2028, depois de um período de testes de pelo menos seis meses.

No desenho da dupla contabilização apresentado inicialmente, a liquidação financeira permaneceria mensal, apesar da geração de informações mais frequentes sobre as posições dos agentes. Na consulta posterior sobre o Decreto 5.163, o MME passou a admitir como uma primeira etapa a combinação de contabilização diária com liquidação semanal.

Gestão de riscos e liquidez

Alexandre Zucarato, diretor de Planejamento do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), participou de um painel sobre gestão de riscos. Zucarato destacou que a estrutura precisa ser capaz de identificar rapidamente uma inadimplência e substituir a posição do agente no mercado. Segundo ele, existe uma relação direta entre a liquidez disponível e o custo das garantias.

Zucarato considerou uma operação fechada a 100 em que, após a inadimplência da contraparte, o mesmo ativo custa 105. Ele afirmou que uma margem de cinco permitiria recompor a posição ao novo preço, desde que haja liquidez para efetivamente realizar a operação. Sem essa possibilidade de substituição, a estrutura teria de exigir um volume maior de colateral.

Na avaliação de Zucarato, tentar carregar por um período longo todo o risco do MCP por meio de uma estrutura de clearing poderia elevar excessivamente as garantias necessárias. Ele relacionou a redução do calendário de contabilização e liquidação, ou a adoção de margens frequentes, à capacidade de identificar problemas mais cedo e promover uma desalavancagem progressiva.

Marcelo Carvalho, Chief Risk Officer da B3, destacou o efeito dos ajustes frequentes. Segundo Carvalho, a marcação a mercado e a margem de variação tornam a exposição visível à medida que os preços mudam e obrigam o participante a ajustar sua posição progressivamente. Ele afirmou que, no mercado bilateral, essa pressão financeira pode permanecer menos evidente até uma etapa posterior do contrato.

Carvalho citou sua experiência durante períodos de estresse para argumentar que esse mecanismo produz uma desalavancagem mais gradual do mercado. Ele afirmou que a contraparte central não impede uma crise de preços, mas dispõe de controles de risco e de posição que reduzem a possibilidade de uma exposição crescer sem ser acompanhada por garantias.

Edgar Silva, Head of Power Trading Brasil da Hydro, ressaltou que a clearing também muda o perfil do risco administrado pelos agentes. Silva afirmou que o risco não desaparece: parte da preocupação com a capacidade de pagamento de cada contraparte dá lugar à necessidade de manter liquidez suficiente para atender chamadas de margem quando os preços se movem de forma acentuada.

Segundo Silva, essa mudança faz com que a gestão deixe de estar concentrada no risco de crédito bilateral e passe a exigir maior atenção à tesouraria. Ele citou o mercado europeu de energia em 2022, quando a forte elevação dos preços pressionou o caixa de empresas que precisaram atender chamadas de margem em posições futuras, mesmo quando seus ativos físicos haviam se valorizado.

Silva avaliou que a aplicação dessa lógica é mais difícil enquanto houver uma longa defasagem entre o registro dos contratos físicos, a contabilização e a liquidação na CCEE. Na visão dele, uma maior utilização de instrumentos financeiros facilitaria a adoção dos mecanismos de margem e de gestão de risco típicos de uma clearing.

Regulação e coordenação entre agentes

Camila Pantera, co-CEO da N5X, relacionou a evolução dessas infraestruturas à necessidade de revisar regras construídas em etapas anteriores do desenvolvimento do mercado. Segundo Pantera, algumas exigências fizeram sentido há dez ou vinte anos, mas precisam ser reavaliadas diante das mudanças no setor e da maior interação entre o mercado de energia e instrumentos financeiros.

Pantera afirmou que a regulação não deve ser tratada como um fim em si mesma, mas como instrumento para viabilizar determinados comportamentos ou impedir outros. Segundo ela, a discussão passa por definir que desenho de mercado o setor elétrico brasileiro pretende construir e quais mudanças regulatórias são necessárias para chegar a esse modelo.

Zucarato apontou a necessidade de distinguir melhor os papéis exercidos pelos diferentes participantes. Ele citou comercializadores que atendem carga, traders, brokers e a própria contraparte central como funções distintas. Zucarato avaliou que a criação dessa infraestrutura exigirá um encaixe entre a regulação setorial e as regras aplicáveis ao mercado financeiro.

Na avaliação de Zucarato, uma das frentes necessárias é a coordenação entre Aneel, Banco Central e CVM para dar suporte regulatório ao funcionamento da estrutura. Ele ressaltou que há experiência internacional suficiente sobre clearing e gestão de garantias e que boa parte dos instrumentos necessários já é conhecida e utilizada em outros mercados.

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Fonte: megawhat.uol.com.br

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