Atualizações da regulamentação energética de abril de 2008

FERC confirma e esclarece nova política de tarifas baseadas no mercado
A FERC, ao agir na nova audiência do seu processo de regulamentação de tarifas baseadas no mercado, Ordem n.º 697, confirmou em grande parte as suas decisões anteriores, incluindo a sua decisão de utilizar uma abordagem regional para a análise trienal do poder de mercado (separando o país em seis regiões geográficas); a adoção de análises de poder horizontal e vertical; o uso de uma área de autoridade de equilíbrio ou do mercado regional de organização de transmissão/operador de sistema independente como mercado geográfico relevante padrão; e a codificação de restrições ao abuso de afiliadas nos regulamentos. A FERC afirmou que isso fortalecerá os mercados grossistas de energia e protegerá os clientes contra a exploração nesses mercados.

A ordem de nova audiência também esclarece a análise do poder de mercado horizontal. Embora a FERC tenha confirmado a continuação do uso de dados históricos e de uma abordagem de «instantâneo no tempo», ela afirmou que também considerará estudos de sensibilidade específicos para cada caso que apresentem evidências convincentes de que certas mudanças no mercado devem ser consideradas como parte da análise do poder de mercado. Por fim, a FERC permitirá que os vendedores mitigados demonstrem, caso a caso, que não têm poder de mercado no que diz respeito a contratos de longo prazo.

Os proprietários de redes de transmissão podem optar por pagar 100% dos custos de atualização da rede na Midwest Independent System Operator (ISO)
A FERC negou o reapreciação de uma ordem que permitia a três proprietários de redes de transmissão: International Transmission Company, Michigan Electric Transmission Company e American Transmission Company, pagar 100% dos custos de atualização da rede necessários para interligar uma nova instalação de geração às suas instalações de transmissão. Esses custos podem ser recebidos através das tarifas de transmissão sob a tarifa da Midwest ISO.

A tarifa da Midwest ISO geralmente exige que o próprio cliente da interconexão pague 100% dos custos de atualização, com possível recuperação de 50% desses custos. Neste processo, a FERC aceitou alterações tarifárias que também permitem aos proprietários de transmissão optar por pagar 100% dos custos de atualização da rede, em vez do gerador. Dos 100% pagos pelos proprietários de transmissão, 50% são elegíveis para recuperação através de medidas regionais de partilha de custos tarifados e 50% podem ser recuperados automaticamente através de taxas de transmissão zonais.

Várias concessionárias de serviços públicos de Michigan, grupos de consumidores e a Comissão de Serviços Públicos de Michigan solicitaram uma nova audiência sobre a decisão da FERC de aceitar essas alterações tarifárias. Eles argumentaram que as empresas de transmissão têm incentivos para investir excessivamente em infraestrutura de transmissão, o que sujeita os clientes de transmissão existentes a aumentos tarifários desnecessários. Eles também argumentaram que os clientes serão forçados a pagar por atualizações de rede que não trazem nenhum benefício se o cliente de interconexão decidir atender a cargas fora da região ISO do Meio-Oeste após o término do prazo mínimo de um ano de serviço. A FERC rejeitou esses argumentos, bem como o pedido de imposição de um limite máximo aos custos de interconexão elegíveis para reembolso, concluindo que as atualizações da rede beneficiam todos os clientes, proporcionando um mercado de geração mais competitivo.

O tratamento de taxas incentivadoras para projetos de transmissão varia em casos recentes
Nos últimos dois meses, a FERC emitiu uma série de ordens implementando a política da Ordem nº 679 de permitir que serviços públicos obtenham tratamento de taxas incentivadoras para investimentos em infraestrutura de transmissão que atendam a determinados critérios. O requerente deve ser capaz de demonstrar uma relação entre o incentivo tarifário solicitado e os riscos específicos do projeto.

Num caso recente em que se aplicou a política de taxas de incentivo envolvendo uma linha de transmissão de 130 milhas e 500 kV (Linha Susquehanna) da PPL Electric Utilities Corporation e da Public Service Electric & Gas Company, a FERC aprovou — com duas dissidências parciais — um acréscimo de 1,25% sobre o retorno sobre o capital próprio, um acréscimo de 0,5% sobre o retorno base sobre o capital próprio de cada concessionária para a continuidade da adesão à PJM, recuperação total das despesas prudentemente incorridas com obras em andamento (CWIP) na base tarifária, incentivos de abandono se o projeto não for concluído e autoridade para transferir certos incentivos para afiliadas no futuro.

Ação da FERC em outros casos de taxas de incentivo:

1. Sobre o projeto de transmissão de 1.600 km proposto pela PG&E, da Colúmbia Britânica ao norte da Califórnia: Para permitir o financiamento de estudos contínuos, a FERC concedeu a capacidade de recuperar custos de abandono e custos pré-comerciais incorridos de forma prudente, sujeitos a um pedido posterior nos termos da Secção 205 quanto à prudência, mas a FERC adiou a consideração do pedido do requerente para incentivos CWIP e Retorno sobre o Capital Próprio (ROE) devido ao estágio inicial do projeto.
2. Para a linha de transmissão proposta pela Nevada Hydro Company, que ligaria o sistema de transmissão da San Diego Gas & Electric Company à Southern California Edison: a FERC concedeu um retorno de capital incentivado «não superior aos 13,5% solicitados» e uma estrutura de capital hipotética de 50/50 para a fase de construção do projeto.
3. Para três projetos de transmissão da Westar Energy, Inc.: O primeiro recebeu um incentivo de 12,3% de ROE e tratamento de depreciação acelerada, o segundo teve os incentivos tarifários negados porque já havia sido concluído e o terceiro foi negado porque a Westar não conseguiu demonstrar o nexo necessário. 

FERC permite Master Limited Partnerships em grupos proxy de taxa de retorno de gasodutos e oleodutos
Impulsionada por uma decisão do Circuito de D.C. de 2007, a FERC emitiu uma Declaração de Política, que sustenta que as Master Limited Partnerships (MLP) devem ser incluídas no grupo proxy de retorno sobre o capital próprio para gasodutos e oleodutos. De acordo com a metodologia de fluxo de gás descontado (DCF) que a FERC emprega desde a década de 1980, o retorno sobre o capital próprio permitido para gasodutos interestaduais tem-se baseado em grande parte nos retornos obtidos em investimentos em empresas com riscos correspondentes aos dos gasodutos. Nos últimos anos, porém, como as fusões reduziram o número de empresas de capital aberto com operações de gasodutos de gás natural, menos empresas satisfizeram os padrões da FERC para inclusão nos grupos proxy de gasodutos. Ao mesmo tempo, tem havido uma tendência para que as MLPs sejam proprietárias de gasodutos de gás natural. A FERC decidiu, assim, incluir as MLPs no grupo de referência utilizado para determinar o retorno sobre o capital próprio para gasodutos e oleodutos. A FERC também concluiu que não deveria haver um limite para o nível de distribuições incluídas na metodologia DCF.

As MLPs geralmente distribuem a maior parte do seu dinheiro disponível aos seus sócios gerais e limitados na forma de distribuições trimestrais que incluem o lucro líquido mais a depreciação e amortização menos os investimentos de capital da parceria. Em contraste com os dividendos de uma empresa, as distribuições em dinheiro de uma MLP geralmente excedem os seus lucros reportados e os retornos para as MLPs geralmente equivalem ao custo do capital mais algum retorno adicional para os detentores de unidades existentes. Ao incluir as MLPs no grupo de procuradores utilizado para determinar o retorno sobre o capital próprio das taxas, a Declaração de Política da FERC parece provável que aumente as margens de retorno para os gasodutos e oleodutos interestaduais sob a jurisdição da FERC. 

Supremo Tribunal dos EUA vai rever regras da EPA sobre estruturas de captação de água de refrigeração: Estimativa de US$ 66 bilhões em custos para usinas de energia em questão
A Suprema Corte dos EUA concordou, em 14 de abril de 2008, em analisar um caso que deve resolver se a Agência de Proteção Ambiental dos EUA (EPA) pode realizar uma análise de custo/benefício ao determinar a “melhor tecnologia disponível para minimizar os impactos ambientais adversos” das estruturas de captação de água de resfriamento em usinas de energia. As concessionárias estimaram que o valor em questão no caso chega a US$ 66 bilhões.

O Tribunal deferiu e consolidou as petições da Entergy Corp., PSEG Nuclear LLC e Utility Water Act Group (n.ºs 07-588, 07-589 e 07-597) para rever esta questão levantada pela decisão do Segundo Circuito no caso Riverkeeper Inc. v. EPA, 475 F.3d 83 (2d Cir. 2007), comumente referido como o caso Riverkeeper II.

A Secção 316(b) da Lei da Água Limpa (CWA) exige que as grandes centrais elétricas instalem a «melhor tecnologia disponível» (BTA) para proteger peixes, mariscos e outros organismos aquáticos dos danos causados pelas estruturas de captação de água de refrigeração. À primeira vista, a Secção 316(b) não especifica quais os fatores que devem ser considerados ao selecionar a BTA para uma estrutura específica de captação de água de refrigeração. Mas o estatuto inclui referências cruzadas às Secções 301 (Limitações de Efluentes) e 306 (Padrões Nacionais de Desempenho) da CWA, que incluem o custo como uma consideração apropriada.

A EPA adotou três conjuntos de regras (cada um deles uma «fase» de regulamentação) que regem a seleção de BTA para estruturas de captação de água de refrigeração nos termos da Secção 316(b) da CWA. As regras da Fase I regem as estruturas de captação de água de refrigeração em novas instalações; as regras da Fase II abrangem as estruturas de captação de água de refrigeração em instalações existentes; e as regras da Fase III aplicam-se às estruturas de captação em novas instalações offshore de extração de petróleo e gás. Um grupo ambientalista liderado por Robert Kennedy Jr., chamado Riverkeeper, Inc., liderou contestações a todas as três fases de regulamentação.

No caso Riverkeeper II — que o Supremo Tribunal acaba de aceitar rever —, o Segundo Circuito remeteu à EPA partes das suas regras da Fase II relacionadas com instalações existentes (regras que a EPA posteriormente suspendeu) e concluiu que a EPA não deveria realizar análises de custo-benefício ao determinar a melhor tecnologia disponível para captação de água de refrigeração. Em vez disso, o Segundo Circuito concluiu que o custo pode ser considerado nos termos da Secção 316(b) apenas para determinar se a indústria como um todo pode arcar razoavelmente com os custos de uma determinada tecnologia e para escolher uma tecnologia em detrimento de outra quando ambas as tecnologias alcançam essencialmente os mesmos resultados. O Segundo Circuito baseou esta conclusão na sua decisão anterior de 2004 no caso Riverkeeper I, que abordou as regras da Fase I para novas instalações, e numa interpretação da consideração de custos realizada de acordo com as Secções 301 e 306 da CWA.

Como a análise desta questão pelo Supremo Tribunal também pode incluir uma análise das Secções 301 e 306 da CWA, juntamente com a Secção 316(b), a decisão do Supremo Tribunal provavelmente terá amplas implicações. As alegações orais neste caso ocorrerão no próximo mandato do Supremo Tribunal, que começa no início de outubro, pelo que é improvável que haja uma decisão antes do inverno/primavera de 2009.

Inquérito sobre a metodologia de cobrança regulatória anual da FERC
Em 17 de abril de 2008, a FERC emitiu um Aviso de Inquérito (NOI) para determinar se o seu método de avaliação das cobranças regulatórias anuais sobre serviços públicos é justo ou se um método alternativo deve ser utilizado para alocar os custos regulatórios. Os métodos alternativos incluem a cobrança da taxa apenas sobre os volumes de transmissão por grosso, o estabelecimento de novas taxas sobre as vendas de energia por grosso e outras taxas de licença, a contabilização das diferenças regionais na estrutura do mercado ou a utilização de fatores como o pico de carga ou o investimento em transmissão.

A FERC solicitou comentários sobre (1) se a atual metodologia de avaliação das taxas anuais de eletricidade continua a ser justa e equitativa para recuperar os custos dos programas regulatórios de eletricidade da FERC, (2) qual metodologia alternativa de avaliação das taxas anuais de eletricidade seria justa e equitativa se a metodologia atual não mais atendesse a esse padrão, e (3) quais entidades seriam avaliadas pelas taxas anuais de eletricidade e como tal metodologia alternativa deveria funcionar sob um método alternativo proposto. Os comentários sobre a proposta da FERC devem ser enviados no prazo de 30 dias a partir da publicação do NOI no Federal Register.

FERC adota política sobre notificações de penalidades da NERC por violações das normas de confiabilidade
Na semana passada, a FERC adotou uma política para a revisão das notificações de penalidades apresentadas pela North American Electric Reliability Corporation (NERC). Quando um utilizador, proprietário ou operador do sistema de energia em massa viola uma norma de confiabilidade, a NERC ou a entidade regional pode impor uma penalidade à parte culpada. A Ordem n.º 672 exigia que a NERC ou as Entidades Regionais apresentassem à FERC uma notificação da penalidade que impunham. Na sua ordem emitida na semana passada, a FERC propôs a adoção de seis normas de fiabilidade modificadas da NERC, relacionadas com o agendamento e coordenação de intercâmbios e procedimentos de alívio de carga de transmissão.

De acordo com a sua nova política, a FERC declarou que não prevê a revisão de todas as notificações de penalidades não contestadas apresentadas pela NERC, com base no facto de que tal revisão seria inconsistente com o poder discricionário de aplicação da NERC e das Entidades Regionais. No entanto, a FERC indicou que poderá rever as notificações de penalidades, mesmo que a entidade registada sujeita à notificação não solicite a revisão. Nesses casos, a FERC avaliará a gravidade da violação ao decidir se deve rever os montantes das penalidades. A FERC enfatizou que incentiva as Entidades Regionais e a NERC a celebrar acordos e que, normalmente, permitirá que os acordos da NERC e das Entidades Regionais entrem em vigor.

FERC aprova aquisição da Puget Energy pela Macquarie
Como parte de uma tendência nos últimos anos de aumento da propriedade estrangeira de ativos de serviços públicos nos Estados Unidos, a FERC emitiu uma ordem em 17 de abril de 2008 que aprovou a aquisição da Puget Energy, Inc. (Puget) por um grupo de investimento australiano-canadiano liderado pela Macquarie Group Limited (Macquarie), que já havia adquirido a Duquesne Light em 2007. Entre os investidores está a British Columbia Investment Management Corporation (British Columbia), uma entidade criada sob a legislação provincial para prestar serviços de gestão de fundos a fundos fiduciários administrados publicamente.

Conclusões e condições. A FERC determinou que não houve efeito negativo sobre a concorrência devido à distância de quaisquer outros ativos de serviços públicos relacionados à Macquarie em relação à Puget e porque as empresas estatais de serviços públicos de eletricidade da Colúmbia Britânica foram consideradas como não estando sob controlo comum. Os requerentes comprometeram-se a não procurar recuperar qualquer prémio de aquisição ou custos de transação. A FERC concluiu que os requerentes tinham direito ao estatuto de porto seguro para efeitos de subvenções cruzadas, na medida em que a Comissão de Washington aceitasse determinadas condições oferecidas pelos requerentes, que incluíam a apresentação de um parecer de não consolidação relativamente aos ativos e passivos da Puget, que estavam isentos de falência da empresa-mãe, bem como compromissos de manter livros e registos separados, de não penhorar ativos sem a aprovação do estado e isentar os contribuintes estaduais dos riscos comerciais e financeiros da empresa-mãe e de outras afiliadas.

Transferências futuras. Os requerentes também receberam uma pré-autorização para transferências futuras de algumas das participações detidas pela Macquarie para outros fundos ou afiliadas geridos pela Macquarie, bem como para investidores terceiros, desde que estes não estivessem envolvidos principalmente em negócios relacionados com energia, não detivessem mais de 20% dos direitos de voto na Puget e, quando combinados com os interesses de qualquer outra afiliada, não detivessem 5% ou mais de participação em qualquer serviço público que possuísse geração ou estivesse envolvido em instalações jurisdicionais na região do Northwest Power Pool.

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