Estratégia de negociação de eletricidade

Turquia: Comércio Atacadista de Eletricidade na Turquia: Um Manual Básico para Eletricidade e Gás de Comércio Atacadista.
Conexões na empresa.
A. Negociação de eletricidade por atacado.
1. Informações básicas.
Os desenvolvimentos no mercado de electricidade da Turquia mudaram rapidamente as regras do jogo, levando o sector a uma liberalização progressiva e os intervenientes no mercado para uma rápida adaptação ao novo ambiente. O processo foi impulsionado pelo desenvolvimento contínuo do quadro jurídico, pelo recente programa de liberalização (que continua a ser um processo em curso) e pela criação da ARN turca como entidade reguladora independente - a Autoridade Reguladora do Mercado da Energia (EMRA). .
A Lei do Mercado de Electricidade de 2001 (Elektrik Piyasas & # 305; Kanunu) estabelece o enquadramento legal para todo o mercado de energia da Turquia, enquanto o Comunicado sobre Licenças do Mercado de Electricidade de 2002 (Elektrik Piyasas & # 305; Lisans Yцnetmeli & # 287;) e em particular, o Comunicado sobre o Balanceamento e Liquidação do Mercado de Eletricidade de 2009 (Elektrik Piyasas & # 305; Dengeleme ve Uzla & rdt; # I & # 305; rma Y цnetmeli & # 287; i) fornece disposições auxiliares e detalhadas sobre negociação de eletricidade no atacado.
A Turquia é actualmente um observador, mas manifestou formalmente o interesse em participar como membro de pleno direito do Tratado da Comunidade da Energia. 1.
2. Requisitos de licenciamento.
Nos termos da Lei do Mercado de Electricidade de 2001, todos os negociantes de electricidade que operam no mercado grossista da electricidade na Turquia e no estrangeiro devem possuir uma licença válida.
A licença é emitida pela EMRA por até 49 anos e cobre também o comércio transfronteiriço.
Somente empresas incorporadas na Turquia (como uma sociedade limitada (Limited & # 350; irket) ou como uma sociedade anônima (Anonim & # 350; irket) podem ser licenciadas. Não há restrições ou exigências especiais com relação a estes capital social e / ou estrutura acionária.
As licenças não podem ser transferidas a terceiros, mas não há restrições quanto à transferência das ações do comerciante de eletricidade licenciado, desde que para transferências de mais de 10% das ações a aprovação da EMRA seja solicitada e obtida.
3. Requisitos de negociação.
3.1. Mercado de contratos bilaterais.
Cerca de 85% da capacidade transaccionada no atacado é feita através de contratos negociados bilateralmente. Os contratos não estão sujeitos à aprovação da EMRA. Portanto, todos os termos e condições comerciais são livremente negociáveis.
A EMRA anunciou que tenciona padronizar estes acordos, a fim de facilitar ainda mais o comércio bilateral através da introdução de acordos-quadro fornecidos pela EFET. No entanto, nem um cronograma, nem um plano de ação ainda está em vigor.
3.2. Troca de poder.
Na troca de energia, a eletricidade pode ser negociada no dia seguinte e em tempo real. O Centro de Liquidação Financeira do Mercado (Piyasa Mali Uzla - Merkezi - MFSC) opera o mercado do dia seguinte, bem como o mercado de balanceamento. O tempo de fechamento do portão para o mercado do dia seguinte é 11:30 da manhã do dia anterior. Todos os lances de preço são coletados pelo MFSC, que determina o preço do dia do sistema aplicado às compras a serem feitas via MFSC.
A negociação em tempo real é operada pelo Centro Nacional de Despacho de Carga (Milli Yьk Tevzi Merkezi), que atua como operador do sistema. O tempo de fechamento do portão para este mercado é de 15 minutos antes do despacho.
Os negociadores de eletricidade podem se juntar às plataformas de troca de energia assinando acordos padronizados de participação de mercado com a empresa estatal de transmissão de eletricidade da Turquia (Tьrkiye Elektrik & # 304; letim A. & # 350; - TEIAS).
3.3. Mercado de equilíbrio.
Os Operadores de Eletricidade devem (i) celebrar um acordo bilateral de compra de eletricidade que sirva como acordo de equilíbrio com outro detentor da licença; ou (ii) contribuir para o próprio mercado de balanceamento.
3.4. Restrições de participação de mercado.
A quota de mercado total da eletricidade negociada por qualquer operador privado de eletricidade ativo no mercado atacadista (juntamente com suas afiliadas) não pode exceder 10% do consumo interno total de eletricidade do ano anterior.
4. Negociação transfronteiriça.
Embora em princípio não haja restrições ao comércio transfronteiriço, o Comunicado sobre Exportação e Importação do Mercado de Eletricidade 2011 estabelece certos requisitos técnicos que precisam ser observados de perto.
A Turquia está envolvida no comércio transfronteiriço de entrada com a Geórgia, Turcomenistão, Irã, Bulgária, Azerbaijão e Grécia, e saída com o Azerbaijão, Iraque, Geórgia, Síria e Grécia.
5. Acesso à grade.
Os Procedimentos e Princípios relativos à Atribuição de Capacidade e aos Direitos de Transmissão Secundária 2011 (Elektrik Piyasasi & # 304; thalat ve & # 304; hracat Yцnetmeli & # 287; i Uyar & # 305; nca Kapasite Tahsisine ve & # 304; kincil Ticari & # 304; letim Hakk & # 305; Piyasas & # 305; na & # 304; li & # 351; kin Usul ve Eslarlar) entrou em vigor recentemente. Para acessar a rede elétrica, os participantes do mercado devem solicitar à TEIAS a aprovação do acesso de terceiros. Sob a supervisão do TEIAS, um concurso de alocação de capacidade ocorre. Um concurso separado é chamado para cada capacidade de interconexão.
6. Liberalização adicional.
Em dezembro de 2010, cerca de 125 empresas atacadistas diferentes, incluindo a empresa estatal de comercialização e distribuição de eletricidade da Turquia (Tьrkiye Elektrik Ticaret ve Taahhltt A. & T 350; TETAS), com uma participação de mercado de cerca de 40%, mercado grossista. A licença do TETAS deve expirar em 31 de dezembro de 2012 e está previsto que a participação de mercado do TETAS será então alocada entre os outros participantes do mercado.
1 Tratado que institui a Comunidade da Energia foi assinado em Outubro de 2005 em Atenas, na Grécia. Entrou em vigor em 1 de Julho de 2006.
O conteúdo deste artigo destina-se a fornecer um guia geral sobre o assunto. Aconselhamento especializado deve ser procurado sobre suas circunstâncias específicas.
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Como a eletricidade pode ser negociada como uma mercadoria por um investidor individual?
A eletricidade pode ser negociada no mercado financeiro como qualquer outra commodity. A negociação de futuros de eletricidade oferece um investimento alternativo que pode ajudar os traders a diversificar sua carteira de investimentos.
Negociação de mercadorias.
As commodities podem ser encontradas em todo o mundo e são negociadas como qualquer outro ativo. O negócio de negociação de commodities é aquele em que bilhões de dólares são investidos de um dia para o outro. As commodities podem ser negociadas em tempo real a preços spot, mas são muito mais comumente negociadas nos mercados futuros como um contrato e disponibilizadas para compra ou venda dentro de um determinado período de tempo. Um dos apelos da negociação de futuros é a capacidade de ir longo ou curto com a mesma facilidade e sem as restrições de venda a descoberto comuns à negociação de ações. A negociação de futuros de commodities oferece a oportunidade de investir diretamente em matérias-primas, como cacau ou algodão, se um investidor puder suportar a volatilidade do mercado e aprender a gerenciar negociações com um alto grau de alavancagem.
As diferenças primárias entre negociação de futuros e negociação de ações incluem o grau muito maior de alavancagem disponível na negociação de futuros, negociação de contratos de tamanho padrão em oposição a ações e o fato de negociação de futuros envolve investir em commodities básicas e não em empresas.
Eletricidade como uma mercadoria.
A eletricidade como uma commodity negociável é relativamente nova. Uma das primeiras bolsas de commodities envolvidas na oferta de negociação de eletricidade foi o New York Mercantile Exchange (NYMEX). Outras bolsas que também negociam eletricidade como commodity incluem a Bolsa de Mercadorias Múltiplas (MCX), a Bolsa Européia de Energia e a Bolsa de Valores da Austrália.

Entendendo o mundo da negociação de eletricidade.
Para entender a diferença entre os mercados de energia de atacado e os mercados financeiros tradicionais, é importante entender a natureza do comércio de eletricidade, em comparação com ativos financeiros como ações, títulos e commodities. (Veja: O setor de utilidades). A diferença mais importante é que a eletricidade é produzida e consumida instantaneamente. No nível atacadista, a eletricidade não pode ser armazenada, portanto a demanda e o suprimento precisam ser constantemente equilibrados em tempo real. Isso leva a um design de mercado significativamente diferente em comparação com os mercados de capitais comuns. Também restringiu o acesso aos mercados atacadistas, porque enquanto os mercados estão abertos, seus intimidações tecnicistas afastaram os comerciantes menos experientes. Os reguladores incentivam os comerciantes a se juntarem aos mercados, mas os participantes em potencial devem demonstrar solidez financeira e conhecimento técnico para obter acesso. Não é aconselhável enfrentar esses mercados sem conhecimento suficiente, e este artigo é apenas um começo.
Organização de mercado e design.
Os mercados de energia também são muito mais fragmentados que os mercados de capitais tradicionais. Os mercados intradiário e em tempo real são gerenciados e operados por Operadores Independentes do Sistema (ISO). Essas entidades sem fins lucrativos são organizadas em um arranjo de grade física comumente referido como topologia de rede. Atualmente, existem sete ISOs nos Estados Unidos. Alguns cobrem principalmente um estado, como o New York ISO (NYISO), enquanto outros abrangem vários estados, como o Midcontinent ISO (MISO). As ISOs atuam como operadores de mercado, executando tarefas como o despacho da usina e as operações de equilíbrio de energia em tempo real. Eles também atuam como bolsas e câmaras de compensação para atividades de negociação em diferentes mercados de eletricidade.
Os ISOs não cobrem toda a rede elétrica dos EUA; algumas regiões, como as dos estados do sudeste, são mercados bilaterais nos quais as negociações são feitas diretamente entre geradores e entidades que servem a carga. Alguns assentamentos são feitos por meio de acordos EEI bilaterais, que são o equivalente aos acordos ISDA nos mercados de energia. As operações de grade nesses estados ainda são centralizadas até certo ponto. A confiabilidade e o balanceamento da rede são operados pelos operadores de transmissão regionais (RTO, Regional Transmission Operators). As ISOs são na verdade antigas RTOs que eventualmente se organizaram em um mercado centralizado em nome da eficiência econômica através das forças do mercado.
Volatilidade e Hedge.
A falta de armazenamento e outros fatores mais complexos levam a uma volatilidade muito alta dos preços spot. A fim de proteger alguns desses geradores de volatilidade de preços inerentes e as entidades de serviço de carga procuram fixar o preço da eletricidade para entrega em uma data posterior, geralmente um dia fora. Isso é chamado de Day-Ahead Market (DAM). Essa combinação de mercados Day-Ahead e Real Time é chamada de design de mercado de liquidação dupla. Os preços do dia seguinte continuam voláteis devido à natureza dinâmica da rede e seus componentes. (Para leitura relacionada, veja: Abastecendo Futuros no Mercado de Energia).
Os preços da energia são influenciados por uma variedade de fatores que afetam o equilíbrio entre oferta e demanda. Do lado da demanda, comumente referido como carga, os principais fatores são a atividade econômica, o clima e a eficiência geral do consumo. Do lado da oferta, comumente referido como geração, preços e disponibilidade de combustível, os custos de construção e os custos fixos gerais são os principais impulsionadores do preço da energia. (Para mais, veja: Como capitalizar no aumento dos preços da energia). Há uma série de fatores físicos entre oferta e demanda que afetam o preço real de compensação da eletricidade. A maioria desses fatores está relacionada à rede de transmissão, à rede de linhas de alta voltagem e às subestações que garantem o transporte seguro e confiável da eletricidade de sua geração para o seu consumo.
A analogia do sistema rodoviário.
Imagine um sistema rodoviário. Nessa analogia, o motorista seria o gerador, o sistema rodoviário seria a grade e quem quer que o motorista veria seria a carga. E o preço seria considerado como o tempo que você leva para chegar ao seu destino. Repare que mencionei o sistema rodoviário e não simplesmente estradas, que é uma nuança importante. O sistema rodoviário é equivalente a linhas de alta voltagem, enquanto as ruas locais são análogas ao sistema de distribuição de varejo. O sistema de distribuição de varejo é composto pelos postes que você vê em sua rua, enquanto a rede é composta de grandes postes de eletricidade que mantêm linhas de alta tensão. Os ISOs e o mercado em geral estão preocupados principalmente com a rede, enquanto os varejistas ou as Entidades de Atendimento à Carga (LSE, Load Serving Entities) obtêm a energia das subestações para sua casa. Então, vamos nos lembrar disso, carros são energia, as pessoas são os geradores, o destino (uma saída da rodovia e não a casa de outra pessoa) é a carga e o preço é o tempo. Usaremos essa analogia de vez em quando para explicar alguns conceitos mais complexos, mas lembre-se de que a analogia é imperfeita, portanto, trate cada referência para a analogia de forma independente.
Preços Marginais Locacionais.
Todos os ISOs usam uma forma de precificação chamada preço marginal locacional (LMP). Este é um dos conceitos mais importantes no mercado de eletricidade. O "Locacional" refere-se ao preço de compensação em um determinado ponto da grade (veremos por que os preços são diferentes em vários locais em um determinado momento). A "Marginal" significa que o preço é definido pelo custo de entregar mais uma unidade de energia, geralmente um megawatt. Portanto, o LMP é o custo de fornecer mais um megawatt de energia em um local específico da rede. A equação para um LMP geralmente tem três componentes: o custo de energia, o custo de congestionamento e as perdas. O custo de energia é a compensação necessária para um gerador produzir um megawatt na usina. As perdas são a quantidade de energia elétrica perdida ao longo das linhas. Estes dois primeiros componentes são simples o suficiente, mas o último, o congestionamento é mais complicado. O congestionamento é causado pelas limitações físicas da rede, ou seja, a capacidade da linha de transmissão. As linhas de energia têm um nível máximo de energia que podem carregar sem sobreaquecer e falhar. As perdas são geralmente consideradas como perdas de calor, já que parte do poder realmente aquece a linha em vez de simplesmente transitar por ela.
Voltando à nossa analogia, o congestionamento poderia ser considerado como engarrafamentos e as perdas seriam o equivalente ao desgaste do seu carro. Assim como você não se preocupa com o desgaste do seu carro ao visitar um amigo, as perdas são relativamente estáveis ​​em toda a grade e são o menor componente do LMP. Eles também dependem principalmente da qualidade da estrada em que você está dirigindo. Então, considerando que os LSEs estão procurando minimizar seus custos, eles confiam no ISO para despachar o gerador de menor custo para fornecer eletricidade. Quando um gerador de baixo custo está disposto, mas incapaz de fornecer energia para um determinado ponto por causa do congestionamento na linha, o despachante, ao invés, despacha um gerador diferente em outro lugar da rede, mesmo que o custo seja maior. Isso é semelhante a ter outra pessoa dirigindo para o destino, embora morem mais longe, mas porque o tráfego é tão ruim que a pessoa que vive mais perto não pode sequer entrar na estrada! Esta é a principal razão pela qual os preços diferem por localização na rede. À noite, quando há baixa atividade econômica e as pessoas estão dormindo, há muito espaço nas filas e, portanto, muito pouco congestionamento.
Então, referindo-se a nossa analogia, quando há poucas pessoas na estrada à noite, não há tráfego e, portanto, as diferenças de preço são causadas principalmente pelas perdas ou desgaste do seu carro. Você pode perguntar: "Mas nem todo mundo levará o mesmo tempo para dirigir de sua casa até seus destinos, e você disse que o preço é o mesmo que o tempo de dirigir, como pode ser isso?"
Lembre-se de que os preços são definidos na margem, de modo que o preço é definido como a próxima unidade a ser produzida ou o tempo que levaria para a próxima pessoa dirigir até seu destino. Você seria pago esse "tempo", independentemente de quanto tempo você levou para chegar ao seu destino. Então, viver perto do seu destino é a melhor maneira de ficar rico? Bem, não exatamente. Mantendo a analogia, construir perto do destino leva muito mais tempo e é muito mais caro. Isso leva a uma discussão sobre os custos de geração, mas infelizmente teremos que salvar essa discussão para a Parte II.

Guia de um estrategista para a transformação da indústria de energia.
A maneira como criamos, usamos e gerenciamos eletricidade está finalmente mudando, e as implicações vão muito além do setor de serviços públicos.
Uma versão deste artigo apareceu na edição de outono de 2015 da estratégia + negócios.
Ilustração de John Hersey.
De muitas maneiras, o setor de eletricidade torna improvável um candidato à interrupção. Não mudou muito entre a década de 1880, quando Thomas Edison começou a construir centrais elétricas e o início do século XXI. Os principais líderes de negócios raramente precisavam pensar em eletricidade. Eles obtinham eletricidade da usina elétrica, da concessionária local ou do governo, e tinham pouca influência sobre como ela era produzida, entregue ou gerenciada. Executivos de serviços públicos, por sua vez, poderiam fazer e executar planos de longo prazo com muita segurança. A demanda tendeu a subir junto com a economia; monopólios naturais eram a norma.
Não mais. Diversas transformações coincidentes e significativas estão causando uma revolução na forma como a eletricidade & mdash; o combustível vital do comércio global e do conforto humano & mdash; é produzido, distribuído, armazenado e comercializado. Um sistema centralizado de cima para baixo está sendo transferido para um sistema muito mais distribuído e interativo. O mix de geração está mudando de alto carbono para baixo carbono e, muitas vezes, para nenhum carbono. Em muitas regiões, o negócio da eletricidade está se transformando de um monopólio em uma arena altamente competitiva.
Até recentemente, para a maioria dos usuários, a eletricidade era uma commodity sobre a qual eles tinham pouca escolha. Agora, os consumidores podem escolher entre uma ampla variedade de fontes e fornecedores de energia em potencial. A tecnologia está dando a eles maior autonomia e mais opções na maneira como eles obtêm, usam e armazenam eletricidade - mdash; e talvez até a oportunidade de ganhar dinheiro ao mesmo tempo. Entramos em uma era em que o impulso impulsionado pela tecnologia e a atração pelo cliente colidiram beneficamente.
Histórias relacionadas.
O impacto dos preços reduzidos do petróleo no setor de transportes.
Inovando para o futuro da energia.
Esperando pela Digital Grid.
Isso levou a uma mudança de paradigma dentro do setor de energia, de um prêmio à capacidade rígida para um foco na flexibilidade. Muito conhecido por fronteiras claras com papéis bem definidos & mdash; geração, transmissão, distribuição, comercialização e varejo - mdash; O mercado global de eletricidade é agora caracterizado por novos atores e tecnologias, mais fornecedores, interação com o cliente, opções mais amplas e erosão de distinções entre as indústrias. Os encarregados acostumados a lidar apenas uns com os outros estão se deparando com uma ampla gama de iniciantes. Como resultado, o sistema de energia elétrica está evoluindo de um sistema unilateral para um ecossistema integrado em rede. A revolução digital, que está sobreposta a essas mudanças, está transformando o sistema de estático para dinâmico e de estável para interrompido. As ações das empresas de serviços públicos foram referidas como “órfãos e viúvas”. ações & mdash; tão seguro que mesmo os cidadãos mais vulneráveis ​​estavam seguros em mantê-los. Mas no ambiente emergente, as próprias empresas de serviços públicos correm o risco de serem deixadas para trás. Não é surpresa que, na Pesquisa de 2015 da CEO da PwC, os executivos de concessionárias de serviços públicos tenham se destacado de suas contrapartes em outras indústrias ao reconhecer que enfrentavam interrupções. Mas, em vez de temer as mudanças, esses líderes estão percebendo que precisam abraçá-las e buscar aproveitar as oportunidades emergentes.
As causas profundas da transformação do setor são uma conjunção única de megatendências globais. Preocupações com as emissões e as mudanças climáticas estão trazendo fortes pressões políticas e sociais para os provedores - mdash; pressão tanto para mudar o mix de combustíveis que eles usam como para incentivar a eficiência. De acordo com o Global Power & amp; 2015 da PwC de 2015 A pesquisa de serviços públicos (P & U), a queda dos custos de energias renováveis, como energia solar, avanços em armazenamento de energia em grande escala e em menor escala, e novas tecnologias eficientes em energia estão catalisando uma maior distribuição de geração. O aumento e a adoção de aplicativos de big data e baseados na Internet estão tornando os sistemas mais inteligentes e interativos; alterando os hábitos de uso de energia pessoal; e estimular o rápido desenvolvimento de novos modelos de negócios por empresas estabelecidas, iniciantes e empresas agressivas em campos adjacentes.
Este momento não se limita aos mercados maduros de energia. De fato, os processos que estamos descrevendo podem ser ainda mais relevantes para os países menos desenvolvidos, nos quais o acesso básico à eletricidade continua sendo um desafio. Em regiões como a África Subsaariana, a adoção de tecnologias de energia distribuída está dando aos clientes seu primeiro acesso à eletricidade. Assim como a telefonia móvel provou ser uma tecnologia de ponta na África, tornando desnecessário o desenvolvimento de telefones fixos, os sistemas locais de energia renovável têm o potencial de evitar a geração centralizada.
Diante de toda essa mudança, as empresas que estiveram no negócio e desejam permanecer no futuro precisam claramente repensar sua estratégia. Mas a revolução traz implicações para todos os negócios, sejam eles parte do setor de eletricidade e sua cadeia de suprimentos ou interajam com ela principalmente como clientes. Em vez de ser meramente um custo sobre o qual as empresas têm muito pouco controle, a eletricidade está se tornando muito mais variável & mdash; e potencialmente mais valioso. Essas transformações estão abrindo imensas oportunidades, ao mesmo tempo em que permitem aos consumidores de eletricidade abordar o poder de uma maneira nova & mdash; como "prosumers", & rdquo; que produzem e consomem energia. As empresas podem participar de programas de gerenciamento de demanda, acordos de compra de energia para energia eólica (e, portanto, reforçar sua credibilidade verde), instalar armazenamento que permite evitar cobranças de demanda de pico e implantar dados e serviços de software para gerenciar o uso de forma eficaz. Nos próximos anos, eles serão capazes de aproveitar as tecnologias e aplicativos que aumentarão a capacidade dos clientes de criar e capturar benefícios reais. Cada uma dessas opções apresenta oportunidades de negócios para novos participantes, para empresas em campos adjacentes e para consumidores experientes. Em suma, agora é possível & mdash; mesmo imperativo & mdash; para uma gama muito mais ampla de líderes pensar estrategicamente sobre eletricidade, imaginar novas possibilidades e considerar se suas capacidades correspondem às demandas emergentes.
Interromper utilitários.
Achamos que as previsões de uma espiral de morte para as concessionárias de energia são exageradas. Mas se as empresas de serviços públicos não se mantiverem à frente da mudança, os perigos se intensificarão. Novos modelos de mercado e negócios se estabelecerão como resultado dessa transformação de energia e poderão eclipsar rapidamente as estratégias atuais da empresa. O risco das empresas de energia é o seu canal de distribuição para os clientes finais, que as empresas iniciantes poderiam desintermediar, assim como a Amazon fez para os editores e vendedores de livros.
As empresas de serviços públicos terão que reconsiderar sua estratégia em meio a uma paisagem instável. Porque a economia é atraente tanto em pequena escala como em larga escala, mais e mais famílias e empresas estão decidindo gerar uma parte de sua própria eletricidade - mdash; se é um proprietário na Alemanha gerando uma pequena quantidade de energia em seu telhado ou um fabricante construindo uma planta de cogeração no local no Brasil. De acordo com o Deutsche Bank Research & ldquo; 2015 Solar Outlook, & rdquo; em muitos países ao redor do mundo, os custos de eletricidade solar na cobertura variam entre US $ 0,13 e US $ 0,23 por quilowatt / hora hoje, bem abaixo do preço de varejo da eletricidade em muitos mercados.
A forma da demanda também está mudando. Um relatório de agosto de 2014 do UBS projetou que os custos da bateria cairiam em mais da metade até 2020, e os avanços no projeto de baterias já os tornaram viáveis ​​para o transporte movido a eletricidade. O desenvolvimento do armazenamento avançado de baterias está atraindo capital de investimento, como os US $ 4 bilhões a US $ 5 bilhões que a Tesla Motors planeja investir em sua gigafábrica em Nevada. O armazenamento econômico de energia elétrica pode mudar drasticamente os clientes & rsquo; vista da grade. Pode deixar de ser o principal fornecedor de eletricidade para ser ocasional, e um número crescente de clientes poderia vender eletricidade para a rede. As empresas de serviços públicos podem achar que seu papel no fornecimento de demanda volátil será prejudicado pelo armazenamento generalizado e novos métodos para gerenciar os padrões de consumo. E eles serão confrontados com a necessidade de transformar o design de seus sistemas para lidar com uma rede na qual menos usuários estarão disponíveis para arcar com os custos de manutenção e operação.
Enquanto isso, os mercados estão mudando rapidamente. Em praticamente todas as partes do mundo, a eletricidade é uma indústria regulada, às vezes regulada em múltiplos níveis. Em muitos casos, os projetos de mercado atuais não apoiam a mudança de um sistema orientado para a capacidade para um sistema de energia flexível e desagregado, sem adaptações significativas. No entanto, como esses projetos precisam evoluir no curso da transformação, prevemos o surgimento de uma série de novos modelos de mercado, que podem aparecer sozinhos ou em combinação dentro ou através de uma região. Os exemplos incluem mercados verdes de comando e controle, nos quais os governos detêm e operam o setor de energia e determinam a adoção de geração renovável e tecnologia digital; mercados de geração ultra-distribuída, nos quais a implantação de recursos de energia distribuída reformula a forma como a rede agrega e equilibra oferta e demanda; sistemas energéticos locais, nos quais as comunidades exigem maior controle sobre a oferta ou os mercados; e regional "supergrids & rdquo; & mdash; sistemas transfronteiriços e nacionais que podem transmitir energia renovável por longas distâncias.
A indústria responde.
Na definição de futuros modelos de negócios, as concessionárias precisam entender e desafiar o propósito e o posicionamento de suas empresas nos mercados de amanhã. No passado, a operação de um utilitário integrado, desde a geração até o fornecimento do cliente, era bem compreendida. Agora, as oportunidades de separação estão se aprofundando na cadeia de valor e possibilitando uma maior participação de especialistas. Como resultado, as empresas de eletricidade precisarão repensar não apenas seus papéis e modelos de negócios, mas também suas ofertas de serviços e produtos e abordagens para o envolvimento do cliente (veja a Figura 1).
Continuaremos a ver os serviços públicos agindo de maneira familiar. Os fornecedores de energia conduzirão geração e vendas centralizadas, e os integradores de sistemas se concentrarão em acomodar picos de oferta e demanda por meio de tecnologias agora distribuídas na rede. As empresas que estão focadas em modelos de negócios baseados em ativos, em busca de fornecimento de energia e integração de sistemas, provavelmente se enquadrarão em várias categorias: mercadores puramente lúdicos - mdash; ou seja, fornecedores de mercadorias & mdash; que possuem e operam ativos de geração e vendem energia em mercados atacadistas competitivos a preços de compensação de mercado; desenvolvedores de grade, que adquirem, constroem, possuem e mantêm ativos de transmissão que conectam geradores a operadores de sistemas de distribuição; gerentes de rede, que operam ativos de transmissão e distribuição e fornecem aos geradores e provedores de serviços de varejo acesso a suas redes; e & ldquo; gentailers, & rdquo; concessionárias que possuem ativos de geração própria e vendem energia de varejo. Otimização de ativos altamente eficiente, em conjunto com a "Internet of Things & rdquo; tecnologia, será crucial para o sucesso nessas áreas.
Também é provável que veremos muita inovação e oportunidade em novas áreas, especialmente aquelas que envolvem clientes, dados e tecnologia. Redes inteligentes, microrredes, geração local e armazenamento local criam oportunidades para as empresas envolverem os clientes de novas maneiras. As empresas que visam aumentar o valor da rede para todos os clientes usarão a tecnologia para melhorar o desempenho do sistema e o envolvimento do cliente e fornecer flexibilidade. Eles oferecerão soluções em armazenamento escalonado, energia virtual, automação residencial e conveniência, e gerenciamento do lado da demanda. Em uma era de energia inteligente baseada em digital, esperamos que o principal canal de distribuição de serviços esteja on-line e que o preço de varejo de energia assente em plataformas digitais inovadoras.
Bases de casa.
Cada vez mais, estamos vendo o interesse no setor de energia de empresas no mundo on-line, digital e de gerenciamento de dados. Eles estão buscando oportunidades de mídia e entretenimento, automação residencial, economia de energia e agregação de dados. & ldquo; O campo de batalha nos próximos cinco anos em eletricidade será na casa, & rdquo; David Crane, CEO da NRG Energy, disse à Bloomberg Businessweek. & ldquo; Quando pensamos em quem serão nossos concorrentes ou parceiros, serão os Googles, Comcasts, AT & T que já estão dentro do medidor. & rdquo; Essas empresas já têm fios ou conexões sem fio para os clientes & rsquo; casas e vidas. Por exemplo, o Google, que detém uma licença de energia por atacado nos EUA, comprou em janeiro a fabricante de termostatos inteligentes Nest Labs por US $ 3,2 bilhões. Fazer isso deu ao Google uma posição forte em automação residencial e gerenciamento de energia & mdash; e a aquisição abre uma ampla gama de aplicações potenciais para a empresa ambiciosa. Dirigindo-se a uma recente mesa redonda da PwC sobre transformação de clientes, Michael T. Jones, defensor chefe de tecnologia do Google, falou sobre o potencial de todos os dispositivos eletrônicos falarem sobre suas necessidades de energia para um agregador, e você pode ter um leilão para o poder de cada um. Tudo o que você precisa é de alguém para identificar quais são as taxas. & Rdquo;
Esses concorrentes de varejo mais evoluídos também se encaixarão em várias categorias. Inovadores de produtos oferecerão eletricidade, assim como os chamados produtos de última geração, expandindo o papel do varejista de energia e mudando o nível das expectativas do cliente. Prevemos, por exemplo, que muitos inovadores de produtos buscarão ser participantes ativos na tarifação de veículos elétricos, fornecendo infraestrutura baseada em instalações (e o gerenciamento e integração de painéis solares na cobertura em combinação com tecnologia de armazenamento e produtos de célula de combustível).
Em outra categoria, além de oferecer produtos elétricos e de gás padrão e seus serviços associados, os prestadores de serviços se alinharão com outras empresas & mdash; como OEMs, profissionais de marketing e tecnólogos & mdash; para atender às necessidades futuras dos clientes, oferecendo uma variedade de serviços totalmente novos relacionados à energia: troca de baterias EV no ciclo de vida, serviços de conveniência relacionados a residências, como coordenação de configuração de novos serviços e gerenciamento de vendas de energia produzida em casa. grade. As concessionárias virtuais irão agregar a geração a partir de sistemas distribuídos e atuar como intermediárias entre e com os mercados de energia. Um utilitário virtual também pode atuar como um integrador de serviços não tradicionais fornecidos aos clientes por terceiros & mdash; por exemplo, distribuiu recursos energéticos fora do seu território de serviço tradicional. Finalmente, provedores de valor agregado alavancarão suas capacidades fundamentais para gerenciamento de informações, big data e aplicativos on-line. A KiWi Power, no Reino Unido, por exemplo, que fornece serviços para clientes industriais e comerciais, oferece estratégias de redução de demanda que, segundo ela, podem ajudar empresas maiores a reduzir substancialmente suas contas de eletricidade.
Muitas empresas já estão mudando seus modelos de posicionamento e negócios para energia distribuída e outras novas partes da cadeia de valor. Em vez de vender elétrons, eles estão agrupando ofertas de gerenciamento de energia em torno de uma proposta central de economia de energia e economia de energia e usando novos canais, como as mídias sociais, para interagir com os clientes. E, no futuro, os operadores históricos evoluirão para fornecer o gerenciamento direto do consumo de energia para os clientes e o fornecimento de um portfólio de produtos e serviços de conveniência, como o gerenciamento residencial.
Independentemente das decisões do modelo de negócios que eles tomam, as concessionárias de eletricidade terão que progredir em suas abordagens de inovação e engajamento do consumidor. A maioria das concessionárias de serviços públicos está bem atrás da curva de como uma empresa competitiva pensa em inovação, tendendo a considerá-la estritamente como um foco na tecnologia. Os executivos devem expandir seus horizontes e reconhecer que áreas como processo, produto e modelo de negócios são elementos de um sistema de inovação. Todos precisam ser considerados como parte do arsenal de inovação das concessionárias.
A maioria das concessionárias está bem atrás da curva de como uma empresa competitiva pensa em inovação.
Os operadores históricos também devem reconhecer que os clientes hiperconectados de hoje em dia são mais inteligentes do que o setor de energia elétrica no que diz respeito ao uso de mídia social e comunicação e interação baseadas na mobilidade. Os operadores precisarão desenvolver um relacionamento muito mais engajado com seus clientes, um que enfatize como a concessionária pode ser o cliente. parceiro em "todas as coisas energia", & rdquo; como eles procuram simplificar sua tomada de decisão de energia. Será fundamental para as concessionárias criarem esses relacionamentos confiáveis ​​que possam consolidar sua diferenciação de concorrentes fora do setor.
À medida que se concentram nos clientes e se afastam dos modelos tradicionais, as empresas de serviços públicos precisam avaliar seus recursos básicos em relação ao tipo e ao nível de recursos necessários para competir e prosperar efetivamente em um mercado desagregado. Eles precisam determinar quais de suas capacidades existentes & mdash; digamos, lidando com reguladores ou gerenciando grandes produtores de energia & mdash; são adequados para a tarefa e que novos podem precisar ser desenvolvidos. Para melhorar os clientes & rsquo; Por exemplo, por meio de tecnologia por trás do medidor ou análise de dados avançada, as concessionárias precisarão se tornar mais especializadas em reunir, sintetizar, analisar e converter dados de dispositivos inteligentes e a rede em insight e visão acionáveis. Em seguida, eles terão que combinar os dados com camadas adicionais de informações sobre dados demográficos, comportamento, características do cliente e outros fatores para explorar a oportunidade de dados.
É evidente que prosperar na nova era pode significar navegar em águas inexploradas, mesmo que os clientes continuem a esperar o alto nível de serviço confiável que estão recebendo. Para perseguir dois modelos de negócios concorrentes de uma só vez, pode ser necessário separar estruturalmente a responsabilidade pelo desenvolvimento de novos modelos de negócios da responsabilidade de desenvolver proposições de valor, porque eles podem estar em conflito uns com os outros. Essa mudança pode implicar passos radicais: por exemplo, a empresa alemã E. ON anunciou sua intenção de focar em energias renováveis, redes de distribuição e soluções para clientes, e desmembrar suas atividades de geração de energia, comercialização de energia global e exploração e produção. uma entidade separada, apelidada de Uniper.
Outro caminho poderia ser a terceirização direcionada ou a parceria com uma comunidade de novos entrantes e firmas menores. A concessionária pode, então, nutrir essas inovações e ajudar a ampliar os produtos ou serviços emergentes que ganham força - mdash; e, então, potencialmente, comprar o negócio para capitalizar suas capacidades únicas e comercializáveis. O crescimento dos negócios atuais por meio de novos fluxos e canais de receita exigirá a formação de alianças ou parcerias com provedores não tradicionais e participantes do mercado, um conjunto de disciplinas nas quais a indústria elétrica não possui muita experiência. Nesse contexto, qualquer "fazer, parceiro ou comprar" A decisão exigirá uma visão clara dos diferenciais estratégicos que impulsionam a inovação e a transformação da indústria e abordam novos clientes e segmentos. O utilitário precisa determinar quem é responsável pela experiência do usuário; quem gerencia a rede e o panorama da rede; quem garante eficiência, qualidade e custo; e quais recursos essenciais ele deve manter.
Novos participantes em um mundo transformado.
À medida que trabalham para se adaptar ao novo ambiente, as concessionárias têm as vantagens de históricos operacionais longos, ativos substanciais, relações com o cliente e uma série de recursos relevantes. Mas eles vão enfrentar um novo conjunto de concorrentes. As mesmas forças que estão levando as empresas a mudar estão abrindo novos caminhos para as empresas que, até agora, estavam apenas tangencialmente conectadas à indústria de energia, ou que são inteiramente novas. A história nos ensina que a maioria das inovações do modelo de negócios é introduzida pelos recém-chegados. E as barreiras para entrar no mercado de energia distribuída estão muito mais baixas do que nunca. O mercado, atualmente avaliado em dezenas de bilhões de dólares, abrange um amplo espectro de oportunidades, incluindo controle de energia e atividades de gerenciamento de demanda, geração local, armazenamento em larga escala e supergrids regionais e software que incentiva a mudança de comportamento (ver Figura 2). Como resultado, as empresas não-incumbentes podem tomar inúmeras ações estratégicas para participar dos mercados de tecnologia de energia e de clientes em rápido desenvolvimento.
Para começar, pergunte-se se você pode fazer parte do jogo em mudança. Quais são as suas capacidades que poderiam ser aplicadas aos emergentes mercados de eletricidade?
A resposta pode não ter nada a ver com tecnologia. Em 2011, Vivint, uma empresa de segurança residencial com 15 anos de idade, sediada em Utah e que utilizava uma força de vendas diretas, decidiu entrar no setor de energia solar. Não demonstrou capacidade na instalação de painéis solares. No entanto, demonstrou capacidade de gerenciar a logística, treinamento e compensação de um vasto exército de vendedores de porta em porta. Na primavera de 2014, quando a empresa realizou uma oferta pública inicial bem-sucedida, avaliando-a em US $ 1,3 bilhão, seus vendedores convenceram 22.000 proprietários a colocarem painéis solares em seus telhados. E até maio de 2015, já havia instalado painéis com capacidade de geração de 274 megawatts & mdash; igual a uma planta do tamanho de uma concessionária.
As empresas de engenharia e tecnologia, como a General Electric e a Siemens, têm sido atores importantes como fornecedores de equipamentos em segmentos de maior escala do mercado de energia distribuída. Mas o crescimento e a extensão da energia distribuída estão borrando os limites entre essas empresas e o setor de energia, tanto no nível individual quanto no nível da comunidade. Por exemplo, a Siemens tem trabalhado em um projeto com o Parker Ranch, uma grande operação agrícola no Havaí, que está construindo uma microrrede poderosa como parte de um esforço para reduzir os custos operacionais.
Em uma comunidade de energia distribuída com sua própria rede ou micro-grade, outras empresas além das concessionárias de energia podem desempenhar um papel de gerenciamento de energia ou de dados. Os novos participantes do mercado de data centers estão reunindo ofertas de produtos e serviços que são tanto sobre o mundo da energia quanto sobre o mundo dos dados. Por exemplo, a Hydro66, subsidiária de private equity do Reino Unido, oferece um espaço para data center no norte da Suécia, que é naturalmente fresco e próximo de fontes de energia hidrelétrica. A Opower, uma empresa norte-americana, utilizou análise de big data, computação em nuvem e insights sobre economia comportamental para criar soluções de faturamento e comunicações que incentivam a eficiência e são usadas por mais de 90 empresas de serviços públicos com um total de 32 milhões de clientes.
Uma área significativa de convergência é entre o carro elétrico e os setores de armazenamento e produção de energia. Elon Musk, o fundador da Tesla e um dos fundadores da Solar City, está na junção desses esforços. A Tesla está usando a expertise e a escala que construiu na construção de baterias automotivas avançadas para oferecer um novo produto de armazenamento de energia em casa chamado Powerwall, que pode armazenar a eletricidade em excesso produzida por painéis solares, além de fornecer energia de reserva.
Essas soluções de sistemas têm um futuro brilhante, tanto para os operadores históricos quanto para os recém-chegados. A noção de cidades inteligentes baseia-se, em grande medida, na combinação da tecnologia digital com fontes de energia eficientes e renováveis, por um lado, e planejamento urbano e construção, por outro; O resultado deve ser elevar a qualidade de vida das pessoas com novas formas de transporte e melhores serviços de saúde, água e gestão de resíduos. Por exemplo, tecnologias como veículos elétricos em combinação com aplicativos de Internet fornecem as bases para novos sistemas de transporte em áreas metropolitanas, incluindo carros sem motorista. De acordo com o nosso Global P & amp; U Survey 2015, cidades e comunidades inteligentes desempenharão um papel cada vez mais importante na próxima década.
Estratégias para participantes e clientes.
As empresas que usam grandes quantidades de eletricidade agora têm uma ampla gama de opções se quiserem buscar oportunidades no mercado em evolução.
&touro; Torne-se um produtor. O mercado de energia distribuída permite que todos os tipos de jogadores gerem e vendam energia. A IKEA colocou painéis solares no topo de praticamente todas as suas lojas nos EUA. Waste Management, o maior coletor de lixo dos EUA, encontrou maneiras de se transformar em produção de eletricidade. Ao capturar o metano liberado em 130 aterros em todo o país e aproveitá-lo para produzir eletricidade no local, a Waste Management se tornou um produtor significativo do que a Agência de Proteção Ambiental dos EUA define como energia renovável - mdash; Sua capacidade de geração, de cerca de 500 megawatts, pode fornecer eletricidade para cerca de 400 mil residências. In addition to using or selling the electricity, Waste Management has turned these capabilities into a line of business, as it becomes a project manager and advisor to cities that want to build such systems at their own landfills.
Self-generation has long been a tactic used by intensive energy businesses. For example, Scandinavian building products company Moelven says it has a goal of obtaining at least 95 percent of its energy needs from self-produced wood-chip bioenergy and of taking “an active role in the technological and market development of the bioenergy sector.”
&touro; Look at your own usage. Electricity used to be regarded as an immutable fixed cost. But today, thanks to all the changes we’re seeing, opportunities for savings abound. What was once a cost can quickly transform into a lever for profits and operational excellence.
In the 2015 PwC Global P&U Survey, energy-efficient technologies were singled out as likely to have the biggest impact on the power markets between now and 2030. However, saving energy is only one way to profit from the energy transformation. Shifting demand to periods when energy is more abundant and cheaper is another way for industrial production companies to reduce costs significantly.
Earning money through flexibility of demand, often referred to as advanced demand-side management , is not yet well exploited. That’s because, among other reasons, such flexibility is often not rewarded in the same way as the provision of energy. However, negative load — the term for the swift reduction of electricity use — can, at times, be as valuable to the power system as is the provision of energy. As markets shift from relying on fossil fuels to incorporating more renewable energy such as solar and wind (which are intermittent), markets for flexibility will need to be established to reward the shift of electricity demand.
&touro; Build power use into your brand. One of the unique factors at work in this environment is that for many companies, electricity use has become a part of the brand image. In the emerging world, the kind of power you use — and how you use it — is an integral component of your corporate culture. Power use becomes a way of differentiating yourself and aligning the corporation’s values with those of employees and local communities; it even becomes a form of marketing and advertising. In February 2015, Apple struck an $850 million deal with First Solar, under which the company will purchase the output of a giant solar farm to be constructed in California — enough to power its operations in the state. Doing so was part of Apple’s larger effort to be identified with low-emissions energy and to power all its global data centers with renewable electricity.
A Clear Trajectory.
In a time of upheaval, companies need to see opportunities as much as they need to deal with threats. The energy transformation demands strategic decisions that should have board-level attention.
Although policies and the ultimate shape of markets may be uncertain, the trajectory is clear. To date, concerns over climate change in conjunction with technological innovation have provided the main push for the transformation of the electricity industry. But we believe that as customers become more familiar with the tools at their disposal and as competition brings more compelling offerings, the technological pull will take over.
That means that we are just scratching the surface. The potential for further disruption is immense — but so are the opportunities.
Reprint No. 00355.
Author Profiles:
Norbert Schwieters is a partner in the Düsseldorf office of PwC and the leader of the firm’s global energy practice. Tom Flaherty is a leader in the Dallas office of Strategy&, PwC’s strategy consulting group. He is part of the firm’s power and utilities practice and consults broadly to the electric and gas sectors.
Don Dawson, Earl Simpkins, and Josh Stillman, “Waiting for the Digital Grid,” s+b , Winter 2013: The modernized grid should revolutionize the way electricity is distributed and used, but its potential hasn’t yet been realized. “The Future of Electricity: Attracting Investment to Build Tomorrow’s Electricity Sector” (PDF), World Economic Forum, Jan. 2015: In-depth look at how the electricity sector can become more sustainable and reliable. PwC 18th Annual Global CEO Survey, 2015, “A marketplace without boundaries? Responding to disruption,”: Overview of chief executive attitudes. PwC 2015 Global Power & Utilities Survey: Looks at what is driving the change in the power sector and where it is leading. “Transforming America’s Power Industry: The Investment Challenge 2010–2030” (PDF), Edison Foundation, Nov. 2008: Finds that up to $2 trillion will be needed to build out the power capacity required in the United States. More thought leadership on this topic:
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Electricity Hedging and Risk Management – Back to Basics.
While hedging is something many utilities have done for years, it tends to be embedded within the trading department and rarely articulated externally or even its performance measured. In recent times, the ‘hedge book’ has tended to be sidelined in the pursuit of far more engaging and high profile speculative trades, such as ‘virtual power stations’, spreads and options. As a result, in our experience many European utilities are not pursuing ‘best practice’ in their hedging activity. A review against ‘best practice’ is essential for any hedging operation both from an internal control point and as a communication tool to investors and regulators alike. In order to help utilities assess and benchmark their hedging performance, we have summarised here the basic principles of hedging. It is worth noting that the hedging process does not change with the size of the operation, only the size of the numbers involved will change. The 6 basic stages of hedging.
Companies need to demonstrate that they can execute and articulate the six basic stages of hedging:
Describe the underlying assets to hedge (Primary Assets) Identify and ‘map’ the financial risks within the assets Quantify the risks through market prices Define the Hedging Strategy Execute Hedging Strategy through Hedging Instruments Monitor and Review Let us go through each of these steps in turn. Describe the Primary Assets.
This first stage involves being able to describe the underlying assets in terms of a financial model. It sounds simple enough, but unfortunately it is common for utilities to have several descriptions of their underlying assets floating around the organisation with a generation department having a different view from the traders and senior management yet another view. A common question is whether a generation plant should be treated as a ‘baseload’ power contract or as a spread option. Such questions are not always straight forward as they depend on the interaction of interdependent variables (such as the power station and its fuel source). These debates are often held amongst the analysts as they are entering the assets into their spreadsheets but only informally at senior levels. But a common, universally agreed and well understood description is essential to the implementation of a successful hedging strategy. Once they have been identified the assets can be placed in their respective hedge books. Identify and ‘map’ financial risks.
Once you have identified the assets and can describe them you can set yourself the task of mapping them to the market-place. A simple example would be to take a base-load power station and link it to the base-load traded electricity contract for the same delivery point. This becomes more complicated for less straight forward products such as a sale to a customer with a non-standard load shape. In the case of non standard products it is necessary to decompose the product into different risk ‘buckets’ such as base load, peaking, firm and non-firm components and identify, where possible the markets they could be hedged in. Perhaps as important is identifying those components that cannot be or are not easily hedged due to their non-standard nature or underlying market liquidity. With the ‘mapping’ complete you should be able to link each of the hedge books to a specific set of market trading books and thus hedging instruments traded in today’s market. Quantify the risks.
Having completed the mapping process you can then estimate the current value of the asset as if it was fully hedged at today’s prices and an estimate of the exposure associated with not being fully hedged. If the view is that the business cannot live with 100% exposure, it needs a hedging strategy. One of the more difficult elements in this process is building a robust forward curve to value the assets against. This is particularly true for less liquid markets such as electricity. However a number of approaches can be used to ‘bootstrap’ different market prices together and create a meaningful valuation. On-going consistency, monitoring and clear auditable documentation is fundamental to this process. The second problem is risk estimation. What you need is to clearly understand the role and interaction between forecasts, scenarios, VaR and stress testing as they each estimate risk. All have their place, and none of them should be ignored. Increasingly businesses will wish to move to a form of VaR methodology to estimate the risk as it provides a market based estimate rather than a subjective viewpoint that is common in internal forecasts. With the hedge books valued and their risks estimated you can move on to the hedging strategy. Define Hedging Strategy.
A hedging strategy will depend on a number of factors. Most importantly the business needs to understand the cash flow from existing positions and its potential volatility. You also need to define the minimum cash flow needed by the business over what time scale. Next you need to agree what you are willing to pay for the more predictable cash flow, as you will almost certainly be giving away potential upside by placing a hedge. Determining the markets and thus the instruments to use for hedging is a vital step. Liquidity is also a major issue as fully hedging a large open position could lead to a negative impact on market prices if liquidity is not as high. However, given its importance and the difficulty in estimating liquidity, the argument that you can’t hedge because of liquidity should not be accepted lightly and needs to be fully tested. What is necessary is to achieve the right balance between a rigorous and clear hedging strategy while maintaining enough flexibility to fine tune the strategy and execution to take account of ‘on the day’ conditions. Finally, the hedging strategy needs to be consistent with the broader strategic goals of the company and consistent with what is operationally achievable. Execute Hedging Strategy.
Having agreed the hedging strategy you need to work out the best way to implement it. This is perhaps the easiest area conceptually, but most difficult as it has significant organisational implications and interaction with third parties, for example in agreeing where the decision making authority sits. A clear understanding of the roles of middle office and front office is necessary, as is the ‘book management’ between the hedge books and trading books. The important factor is to ensure is that individuals have responsibility and empowerment to manage the positions. While no individual should have control over the entire hedging process, individual hedging decisions, like trading decisions, cannot be made by committee. What is necessary is a clear hedging process framework so that once the hedging strategy is agreed it is clear how it will be implemented. The role and interaction of areas such as portfolio optimisation, compliance, stop losses, VaR and trader authority all need to be clear and consistent, otherwise agreeing on what to hedge and when can lead to deadlock or domination by a few forceful characters. Monitor and Review.
Having made your hedging decisions and implemented them it is essential to monitor them. Three areas in particular need attention:
Firstly, was the hedge effective? Funcionou? Did it achieve the smoothed cash flow you expected?
Secondly, the world keeps changing. Dynamic hedges need managing, volumes change, prices and risk estimations change. The role of a hedging group is to deal with this uncertainty as it changes day to day. Clearly understanding what is driving a changing risk position is vital to setting about managing it.
Thirdly, did you make the right hedging decision? You need to constantly review what is the right hedging strategy and whether you are doing a good job. As such, performance benchmarking is an essential component, not to blame past decisions, but to make better decisions into the future. Back to basics.
Going back to basics and getting these six steps right is essential to developing an effective hedging program. One argument we often hear from utilities is that hedging is something they know all about, they’ve done it for years, what they are really concentrating on is fine tuning VaR estimates or improving the quality of compliance documents.
While VaR and compliance are important aspects of risk management, they are not the only areas investors and regulators are focusing on as they determine the health of the energy marketplace. We would strongly suggest that if your hedging isn’t clear and quantifiable, then you probably need to review it.
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