La CFTC endurece las obligaciones sobre los contratos de gas; liquidación de operaciones ficticias
Hasta este mes, solo un contrato negociado en un mercado comercial exento era considerado por la Comisión de Comercio de Futuros de Materias Primas (CFTC) como un contrato significativo para la determinación de precios (SPDC). Se considera que los SPDC desempeñan funciones importantes en la determinación de precios, y la CFTC puede exigir que se adopten límites de posición específicos y normas de responsabilidad de posición para ellos. Ahora se han sumado a esa categoría otros siete contratos de gas natural.
En su reunión del 27 de abril de 2010, la CFTC examinó 23 contratos de gas natural negociados en dos mercados comerciales exentos, la Intercontinental Exchange (ICE) y la Natural Gas Exchange (NGX). Votó a favor de designar siete contratos de gas natural de la ICE como SPDC. Todos ellos son contratos con liquidación financiera cuyo precio se basa en la diferencia entre el precio de liquidación de la New York Mercantile Exchange (NYMEX) para el gas natural Henry Hub y el valor del gas natural en otras ubicaciones, concretamente:
- Sur de California (frontera con Arizona)
- PG&E Citygate (área de San Francisco)
- Rockies del Noroeste (Wyoming, Utah y Colorado)
- Alberta, Canadá
- Chicago, Illinois
- Canal de Navegación de Houston
- Waha (oeste de Texas, cerca de la frontera con Nuevo México)
Estos siete se suman ahora al contrato Henry Hub Financial LD1 Fixed Price negociado en ICE, que la CFTC designó como SPDC el verano pasado. Como antecedente, ICE opera como un mercado comercial exento en virtud de la Ley de Bolsas de Materias Primas (CEA). De conformidad con las enmiendas a la CEA de 2008, ICE está sujeta a determinadas obligaciones reglamentarias y a la supervisión de la CFTC con respecto a sus mercados de contratos designados por la CFTC como SPDC. Por lo tanto, para cada uno de estos siete contratos designados como SPDC, ICE debe adoptar límites de posición para el mes al contado si se liquidan las operaciones del contrato. ICE también tendrá que adoptar niveles de responsabilidad de posición o límites de posición para los contratos de los meses no al contado y todos los meses combinados, e implementar la notificación de posiciones de grandes operadores para los contratos.
La CFTC está evaluando 16 contratos de electricidad y un contrato de petróleo refinado para determinar si alguno de ellos debe designarse como SPDC. El personal de la CFTC ha indicado que presentará un análisis y recomendaciones a los comisionados de la CFTC en uno o dos meses.
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En otro asunto, el 22 de abril de 2010, la CFTC emitió una orden por la que se resolvían los cargos contra San Diego Gas & Electric Company (SDG&E) por realizar ventas ficticias en contratos de futuros de gas natural negociados en NYMEX. Las ventas ficticias consisten en transacciones con la intención de evitar adoptar una posición de mercado genuina y son ilegales en virtud del artículo 4c(a) de la CEA. La CFTC determinó que SDG&E realizó ventas ficticias al colocar órdenes simultáneas de compra y venta de contratos de gas natural de NYMEX entre el 26 de enero y el 2 de febrero de 2006, con instrucciones de que las órdenes de compra y venta se ejecutaran al mismo precio o a un precio similar, y que las órdenes se ejecutaron de hecho al mismo precio y en el mismo momento o en un momento similar. SDG&E resolvió los cargos sin admitir ni negar las conclusiones de la CFTC. En virtud de la oferta de acuerdo, la CFTC ordenó a SDG&E que cesara y desistiera de infringir el artículo 4c(a) de la CEA, pagara una multa civil de 80 000 dólares y aplicara procedimientos para garantizar que sus operaciones en los mercados de futuros de Estados Unidos cumplieran con la CEA, las normas de la CFTC y las normas bursátiles aplicables.
Medidas de la FERC sobre incentivos para el transporte
La FERC aplicó y aclaró recientemente los principios que estableció en la Orden n.º 679, que regula los incentivos disponibles para proyectos de transmisión, en dos órdenes, una relativa a proyectos en California y otra en la región del Atlántico Medio.
Como antecedente, la Orden n.º 679 y siguientes identifica los incentivos para la fijación de tarifas disponibles en virtud del artículo 219 de la Ley Federal de Energía Eléctrica (FPA) y exige a los solicitantes que adapten los incentivos propuestos al tipo de inversiones en transmisión que se realicen y que demuestren que las propuestas cumplen los requisitos del artículo 219. La FERC permite a los solicitantes solicitar incentivos, ya sea mediante una solicitud de orden declaratoria o un procedimiento tarifario en virtud del artículo 205, pero los solicitantes deben demostrar la relación entre los incentivos propuestos y la inversión que se está realizando.
La Orden n.º 679 establece una rentabilidad sobre el capital (ROE) basada en incentivos, cuando esté justificada, para todas las empresas de servicios públicos que realicen nuevas inversiones en transmisión que beneficien a los consumidores al garantizar la fiabilidad o reducir el coste de la energía suministrada mediante la reducción de la congestión. No todas las inversiones que aumentan la fiabilidad o reducen la congestión reúnen los requisitos para obtener dicho incentivo. Los «casos más convincentes» para el ROE basado en incentivos son los nuevos proyectos con riesgos o retos especiales, no las inversiones rutinarias realizadas en el curso normal de la expansión del sistema para proporcionar un servicio de transmisión seguro y fiable.
En la primera orden, la FERC aprobó en una nueva audiencia una rentabilidad básica sobre el capital de Southern California Edison del 9,54 % para tres proyectos de transmisión propuestos: el proyecto Devers-Palo Verde II, un proyecto de 560 millones de dólares que consiste en la construcción de dos importantes líneas de transmisión de 500 kV que conectan Arizona con el sur de California; el proyecto de transmisión Tehachapi, un proyecto de 1700 millones de dólares distribuido en 11 segmentos, que consiste en más de 200 millas de línea de transmisión de 500 kV, aproximadamente 10 millas de línea de transmisión de 220 kV y tres nuevas subestaciones; y el proyecto de subestación de transmisión Rancho Vista, un proyecto de subestación de 500 kV por valor de 200 millones de dólares.
En una orden de 2008, la FERC había establecido un margen de razonabilidad para la ROE. La Comisión de Servicios Públicos de California solicitó una nueva audiencia sobre la orden de 2008 y argumentó que la ROE era excesiva. La FERC denegó la solicitud de revisión el 15 de abril de 2010 y determinó el ROE base aplicando un análisis de flujo de caja descontado a un grupo representativo de 14 empresas, ajustando el ROE base al rendimiento medio de los bonos del Tesoro de EE. UU. con vencimiento constante a 10 años. El ROE base se complementó con incentivos adicionales de 125 y 175 puntos básicos aprobados en 2008, lo que elevó el ROE total al 10,79 % y al 11,29 %.
En la segunda orden, la FERC denegó una solicitud de revisión de una orden de 2009 que concedía a PSE&G un recargo del ROE de 150 puntos básicos en relación con la participación de PSE&G en el Mid-Atlantic Power Pathway Project (Proyecto MAPP), un plan regional de expansión de la transmisión aprobado por PJM en el que participan PSE&G, Pepco Holding, Inc. Virginia Electric and Power Company y Baltimore Gas and Electric Company. La cuestión que se sometía a nueva audiencia era si PSE&G había cumplido con su obligación, en virtud del artículo 219 de la FPA y de la Orden n.º 679, de obtener incentivos para las tarifas de transmisión.
La FERC evaluó los riesgos asociados con la cancelación del proyecto por parte de PJM, las numerosas aprobaciones federales y estatales necesarias, y la imposibilidad de que PSE&G u otro copropietario obtuvieran los permisos y aprobaciones de ubicación necesarios, lo que podría provocar la cancelación del proyecto. A la luz de estos riesgos, la FERC consideró que PSE&G había demostrado que existía un nexo suficiente entre los incentivos solicitados y el proyecto propuesto. La FERC determinó que «el proyecto MAPP implicará importantes riesgos normativos, de emplazamiento y de construcción, y que la participación de PSE&G en dicho proyecto requerirá una inversión sustancial en instalaciones de transmisión muy superior a su inversión media anual en los últimos años». Además, la FERC consideró que el recargo de 150 puntos básicos mejorará los flujos de caja de PSE&G, que se tienen en cuenta en los parámetros financieros utilizados para atraer financiación externa. Por estas razones, la FERC confirmó su orden anterior y denegó la revisión de estas cuestiones. Determinó que PSE&G había demostrado que los incentivos solicitados estaban «adaptados para hacer frente a los riesgos o retos demostrables a los que se enfrenta el solicitante».
La propuesta de la FERC para simplificar la inversión en servicios públicos desata un acalorado debate
Existe una marcada división en los comentarios sobre la normativa en curso relativa a las determinaciones de «control» y «afiliación», las tarifas basadas en el mercado y los procedimientos de transferencia de control. El Grupo de Estudio sobre Políticas de Acceso a la Transmisión (TAPS) y otros representantes de empresas de servicios públicos municipales y rurales acusaron a la Asociación de Suministro de Energía Eléctrica (EPSA) y al Grupo de Inversores Financieros en Energía (FIEG) de buscar «modificaciones que vaciarían de contenido» las nuevas normas propuestas.
Las normas propuestas tienen por objeto simplificar y aclarar el proceso de aprobación. Por ejemplo, la FERC tiene amplias facultades en virtud del artículo 203 de la Ley Federal de Energía Eléctrica para regular y limitar las transferencias de control y las inversiones superiores a 10 000 000 de dólares en empresas de servicios públicos. En virtud de las normas actuales, la FERC ha concedido una autorización general para la adquisición de valores que representen menos del 10 % de las acciones con derecho a voto en una empresa de servicios públicos. Un inversor que desee adquirir una participación mayor en una empresa de servicios públicos debe obtener la aprobación específica de la FERC.
El umbral del 10 % también se utiliza para definir el grupo de filiales de una empresa de servicios públicos a efectos de las tarifas basadas en el mercado, en virtud del artículo 205 de la Ley Federal de Energía Eléctrica. Se presume que una empresa que posee menos del 10 % de los valores con derecho a voto en una empresa de servicios públicos no tiene control y, por lo tanto, no es una filial. Dado que la FERC solo tiene en cuenta a las filiales a la hora de evaluar el poder de mercado de una empresa de servicios públicos, las inversiones superiores al 10 % pueden afectar negativamente a la solicitud de una empresa de servicios públicos para obtener la autoridad de tarifas basadas en el mercado.
En 2008, EPSA presentó una petición solicitando a la FERC que aclarara las normas que rigen a los inversores que adquieren entre el 10 % y el 20 % de los valores con derecho a voto de una empresa de servicios públicos. EPSA expresó su preocupación por el hecho de que las normas existentes crean incertidumbre y desalientan la inversión en infraestructura energética. En concreto, a EPSA le preocupa que, dado que las sociedades de cartera suelen invertir más allá del umbral del 10 % en varias empresas, el cumplimiento técnico de las normas de afiliación por parte de las empresas de servicios públicos suele ser poco práctico. Es posible que una empresa de servicios públicos no conozca las demás inversiones de sus inversores; es posible que ni siquiera sepa quiénes son sus filiales.
En respuesta a la petición, la FERC propuso nuevas normas que otorgan una autorización general para la adquisición del 10 al 20 % de los valores con derecho a voto de una empresa de servicios públicos si el inversor certifica que no controla ni intentará controlar dicha empresa. Además, la FERC no tendría en cuenta, en sus decisiones sobre tarifas basadas en el mercado, los requisitos de información para las filiales que entran dentro de esa autorización general.
Para poder acogerse a cualquiera de las dos partes de esta propuesta, el inversor deberá presentar un formulario estandarizado denominado «Declaración a favor de la exención de los requisitos de afiliación». El formulario solicita información básica sobre la transacción y las participaciones actuales del inversor en empresas de servicios públicos. Además, un alto ejecutivo debe certificar que «la adquisición no tenía por objeto ni por efecto cambiar o influir en el control de la empresa de servicios públicos» y aceptar varias condiciones que limitan el control del inversor sobre su inversión.
Al comentar la propuesta, EPSA sugirió que la FERC debería permitir que las empresas de servicios públicos, en lugar de los inversores, afirmaran la falta de control. FIEG propuso una norma que no exige la certificación por parte de un directivo del inversor. El Grupo TAPS argumenta que la propuesta de la EPSA «frustraría o frustraría» los objetivos de la FERC y que la FIEG está tratando de proteger a los directivos y consejeros de su responsabilidad. Hasta que se promulguen las normas definitivas, la controversia seguirá sin resolverse. No obstante, parece probable que se aplique alguna forma de la propuesta de la FERC que simplifique y fomente la inversión en proyectos de infraestructura energética, al tiempo que aclare las obligaciones reglamentarias y de información.
La FERC establece los aspectos controvertidos de las revisiones del mercado de capacidad a plazo de ISO New England para la audiencia escrita.
La FERC se pronunció recientemente sobre las revisiones propuestas presentadas por ISO New England (ISO-NE) y el Comité de Participantes del New England Power Pool (partes solicitantes) en febrero de 2010 (solicitud de modificación de las normas) a su controvertido mercado de capacidad a plazo (FCM), en constante evolución, según el cual los recursos compiten en una subasta anual de capacidad a plazo (FCA) con una antelación de tres años.
Aunque se desarrollaron en un proceso con las partes interesadas, las revisiones propuestas fueron rechazadas por todo el sector de la generación. Las revisiones propuestas incluyen:
- Cambios en la norma vigente sobre precios de capacidad alternativa
- Mayor transparencia en la revisión de ofertas inferiores a 0,75 veces el parámetro del coste de nueva entrada (CONE).
- Ampliación del precio mínimo
- Compensación cuando se rechaza la elección de prorrateo de un recurso por motivos de fiabilidad
- Desvincular el precio inicial de la FCA del CONE
- Revisiones a la determinación del CONE
- Aclaración sobre las obligaciones de los recursos que no tienen obligaciones de suministro de capacidad.
- Revisiones del cálculo de los requisitos zonales
- Mejora en el modelado de las zonas de capacidad
Tanto la Asociación de Generadores de Energía de Nueva Inglaterra como PSEG Energy Resources & Trade LLC presentaron reclamaciones en las que impugnaban determinados aspectos de las revisiones propuestas en la Solicitud de modificación de las normas.
En su orden del 23 de abril de 2010, la FERC consideró que ciertos aspectos de la solicitud de modificación de las normas eran justos y razonables, pero también afirmó que el resto de la solicitud podía ser indebidamente discriminatorio o preferencial, injusto y poco razonable o, en cualquier caso, ilegal. La FERC aceptó la solicitud de modificación de las normas para permitir que las normas del mercado estuvieran en vigor para la FCA de agosto de 2010. Sin embargo, la FERC exigió a las partes solicitantes y a las partes que protestaban por las revisiones que presentaran más argumentos sobre los aspectos impugnados de la solicitud de modificación de las normas en una audiencia escrita, mediante la presentación de sus informes a la FERC. Este procedimiento consolida también los dos procedimientos de reclamación. Las cuestiones que la FERC examinará en la audiencia escrita son las siguientes:
- Cuestiones relacionadas con la Regla de Precio Alternativo (APR), incluidas las condiciones que la activan, el tratamiento de los recursos fuera del mercado que generan excedentes de capacidad durante varios años y el ajuste de precios adecuado en virtud de la APR.
- Modelización de las zonas de capacidad, en particular, si dichas zonas deben modelizarse siempre, si es necesario realizar una prueba de proveedores fundamentales y si sería necesario revisar las normas de mitigación actuales para modelizar todas las zonas.
- Si se debe restablecer el valor de CONE.
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