CFTC reforça obrigações em contratos de gás; liquidação de transações fictícias
Até este mês, apenas um contrato negociado num mercado comercial isento era considerado pela Commodity Futures Trading Commission (CFTC) como um contrato de descoberta de preços significativo (SPDC). Os SPDCs são considerados como desempenhando funções significativas de descoberta de preços, e a CFTC pode exigir que limites de posição específicos e padrões de responsabilidade de posição sejam adotados para eles. Mais sete contratos de gás natural agora se juntaram a essa categoria.
Na sua reunião de 27 de abril de 2010, a CFTC examinou 23 contratos de gás natural negociados em dois mercados comerciais isentos, a Intercontinental Exchange (ICE) e a Natural Gas Exchange (NGX). Votou a designação de sete contratos de gás natural da ICE como SPDCs. Todos eles são contratos com liquidação financeira, cujo preço é calculado com base na diferença entre o preço de liquidação da New York Mercantile Exchange (NYMEX) para o gás natural Henry Hub e o valor do gás natural noutros locais, especificamente:
- Sul da Califórnia (fronteira com o Arizona)
- PG&E Citygate (área de São Francisco)
- Montanhas Rochosas do Noroeste (Wyoming, Utah e Colorado)
- Alberta, Canadá
- Chicago, Illinois
- Canal de Navegação de Houston
- Waha (oeste do Texas, perto da fronteira com o Novo México)
Esses sete agora se juntam ao contrato Henry Hub Financial LD1 Fixed Price negociado na ICE, que a CFTC designou como SPDC no verão passado. Como pano de fundo, a ICE opera como um mercado comercial isento sob a Commodity Exchange Act (CEA). De acordo com as alterações à CEA em 2008, a ICE está sujeita a certas obrigações regulatórias e supervisão da CFTC com relação aos seus mercados em contratos designados pela CFTC como SPDCs. Assim, para cada um destes sete contratos designados como SPDC, a ICE deve adotar limites de posição no mês à vista se as negociações no contrato forem liquidadas. A ICE também terá de adotar níveis de responsabilidade de posição ou limites de posição para os contratos para os meses não à vista e todos os meses combinados e implementar relatórios de posição de grandes negociadores para os contratos.
A CFTC está a avaliar 16 contratos de eletricidade e um contrato de petróleo refinado para determinar se algum deles deve ser designado como SPDC. A equipa da CFTC indicou que apresentará análises e recomendações aos comissários da CFTC dentro de um a dois meses.
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Em um assunto separado, em 22 de abril de 2010, a CFTC emitiu uma ordem resolvendo as acusações contra a San Diego Gas & Electric Company (SDG&E) por se envolver em vendas fictícias em contratos futuros de gás natural negociados na NYMEX. As vendas fictícias envolvem transações com a intenção de evitar assumir uma posição de mercado genuína e são ilegais nos termos da CEA §4c(a). A CFTC concluiu que a SDG&E se envolveu em vendas fictícias ao colocar ordens simultâneas de compra e venda de contratos de gás natural da NYMEX entre 26 de janeiro e 2 de fevereiro de 2006, com instruções para que as ordens de compra e venda fossem executadas pelo mesmo preço ou por um preço próximo, e que as ordens foram de facto executadas pelo mesmo preço e na mesma hora ou em horários próximos. A SDG&E resolveu as acusações sem admitir ou negar as conclusões da CFTC. Nos termos da proposta de acordo, a CFTC ordenou que a SDG&E cessasse e desistisse de violar a CEA §4c(a), pagasse uma multa civil monetária de US$ 80.000 e implementasse procedimentos para garantir que suas negociações nos mercados futuros dos EUA estivessem em conformidade com a CEA, as regras da CFTC e as regras de bolsa aplicáveis.
Ação da FERC sobre incentivos à transmissão
A FERC aplicou e esclareceu recentemente os princípios estabelecidos na Ordem n.º 679, que rege os incentivos disponíveis para projetos de transmissão em duas ordens, uma envolvendo projetos na Califórnia e outra na região do Meio Atlântico.
Como pano de fundo, a Ordem n.º 679 e seguintes identifica os incentivos à fixação de tarifas disponíveis ao abrigo da Lei Federal de Energia (FPA) §219 e exige que os requerentes adaptem os incentivos propostos ao tipo de investimentos em transmissão que estão a ser feitos e demonstrem que as propostas cumprem os requisitos da §219. A FERC permite que os requerentes solicitem incentivos por meio de um pedido de ordem declaratória ou de um processo tarifário §205, mas os requerentes devem demonstrar uma relação entre os incentivos propostos e o investimento que está sendo feito.
A Ordem n.º 679 prevê um retorno sobre o capital próprio (ROE) baseado em incentivos, quando justificado, para todas as empresas de serviços públicos para novos investimentos em transmissão que beneficiem os consumidores, garantindo a fiabilidade ou reduzindo o custo da energia fornecida através da redução do congestionamento. Nem todos os investimentos que aumentam a fiabilidade ou reduzem o congestionamento são elegíveis para tal incentivo. Os «casos mais convincentes» para ROEs baseados em incentivos são novos projetos com riscos ou desafios especiais, e não investimentos de rotina feitos no curso normal da expansão do sistema para fornecer um serviço de transmissão seguro e confiável.
Na primeira ordem, a FERC aprovou, em nova audiência, um retorno sobre o capital próprio da Southern California Edison de 9,54% para três projetos de transmissão propostos: o Projeto Devers-Palo Verde II, um projeto de US$ 560 milhões que consiste na construção de duas grandes linhas de transmissão de 500 kV ligando o Arizona ao sul da Califórnia; o Projeto de Transmissão Tehachapi, um projeto de US$ 1,7 bilhão distribuído em 11 segmentos, que consiste em mais de 200 milhas de linha de transmissão de 500 kV, aproximadamente 10 milhas de linha de transmissão de 220 kV e três novas instalações de subestação; e o projeto da subestação de transmissão Rancho Vista, um projeto de subestação de 500 kV no valor de US$ 200 milhões.
Numa ordem de 2008, a FERC tinha estabelecido uma zona de razoabilidade para o ROE. A Comissão de Serviços Públicos da Califórnia solicitou uma nova audiência da ordem de 2008 e argumentou que o ROE era excessivo. A FERC negou o pedido de nova audiência em 15 de abril de 2010 e determinou o ROE base aplicando uma análise de fluxo de caixa descontado a um grupo proxy de 14 empresas, ajustando o ROE base para os rendimentos médios de títulos do Tesouro dos EUA com vencimento constante de 10 anos. O ROE base foi complementado por aditivos de incentivo de 125 e 175 pontos base aprovados em 2008, elevando o ROE total para 10,79% e 11,29%.
Na segunda ordem, a FERC negou um pedido de reapreciação de uma ordem de 2009 que concedeu à PSE&G um acréscimo de ROE de 150 pontos base em relação à participação da PSE&G no Mid-Atlantic Power Pathway Project (Projeto MAPP), um plano regional de expansão de transmissão aprovado pela PJM envolvendo a PSE&G, a Pepco Holding, Inc., Virginia Electric and Power Company e Baltimore Gas and Electric Company. A questão em revisão era se a PSE&G cumpriu a sua obrigação nos termos da FPA §219 e da Ordem n.º 679 para obter incentivos às tarifas de transmissão.
A FERC avaliou os riscos associados ao cancelamento do projeto pela PJM, as inúmeras aprovações federais e estaduais necessárias e a incapacidade da PSE&G ou de outro coproprietário de obter as licenças e aprovações de localização necessárias, o que poderia causar o cancelamento do projeto. À luz desses riscos, a FERC concluiu que a PSE&G demonstrou que existia uma ligação suficiente entre os incentivos solicitados e o projeto proposto. A FERC determinou que “o Projeto MAPP envolverá riscos regulatórios, de localização e de construção significativos, e que a participação da PSE&G nesse projeto exigirá um investimento substancial em instalações de transmissão bem acima do seu investimento médio anual nos últimos anos”. Além disso, a FERC concluiu que o acréscimo de 150 pontos base irá melhorar os fluxos de caixa da PSE&G, que são tidos em conta nas métricas financeiras utilizadas para atrair financiamento externo. Por estas razões, a FERC confirmou a sua decisão anterior e negou a revisão destas questões. Determinou que a PSE&G demonstrou que os incentivos solicitados foram «adaptados para fazer face aos riscos ou desafios demonstráveis enfrentados pelo requerente».
Proposta da FERC para simplificar o investimento em serviços públicos gera debate acalorado
Há uma divisão acentuada nos comentários sobre uma regulamentação em andamento relativa às determinações de «controlo» e «afiliação» das taxas de mercado e dos processos de transferência de controlo. O Grupo de Estudo de Políticas de Acesso à Transmissão (TAPS) e outros representantes de serviços públicos municipais e rurais acusaram a Associação de Fornecimento de Energia Elétrica (EPSA) e o Grupo de Investidores Financeiros em Energia (FIEG) de procurarem «modificações que enfraqueceriam» as regras recém-propostas.
As regras propostas têm como objetivo simplificar e esclarecer o processo de aprovação. Por exemplo, a FERC tem ampla autoridade, nos termos da §203 da Lei Federal de Energia Elétrica, para regulamentar e limitar transferências de controlo e investimentos acima de US$ 10.000.000 em empresas de serviços públicos. De acordo com as regras atuais, a FERC concedeu uma aprovação geral para aquisições de títulos que representam menos de 10% das ações com direito a voto em uma empresa de serviços públicos. Um investidor que pretenda adquirir uma participação maior numa empresa de serviços públicos deve obter aprovação específica da FERC.
O limite de 10% também é usado para definir o grupo afiliado de uma concessionária de serviços públicos para fins de taxas baseadas no mercado, nos termos da § 205 da Lei Federal de Energia Elétrica. Presume-se que uma empresa que detém menos de 10% dos títulos com direito a voto numa empresa de serviços públicos não tem controlo e, consequentemente, não é uma afiliada. Uma vez que apenas as afiliadas são consideradas pela FERC na avaliação do poder de mercado de uma empresa de serviços públicos, investimentos superiores a 10% podem afetar negativamente o pedido de uma empresa de serviços públicos para obter autorização para praticar tarifas baseadas no mercado.
Em 2008, a EPSA apresentou uma petição solicitando à FERC que esclarecesse as regras que regem os investidores que adquirem entre 10% e 20% dos títulos com direito a voto de uma empresa de serviços públicos. A EPSA expressou preocupação com o facto de as regras existentes criarem incerteza e desencorajarem o investimento em infraestruturas energéticas. Especificamente, a EPSA está preocupada com o facto de, como as holdings frequentemente investem além do limite de 10% em várias empresas, o cumprimento técnico das regras de afiliadas pelas empresas de serviços públicos ser muitas vezes impraticável. Uma empresa de serviços públicos pode não estar ciente dos outros investimentos dos seus investidores; pode até nem saber quem são as suas afiliadas.
Em resposta à petição, a FERC propôs novas regras que concedem autorização geral para aquisições de 10 a 20% dos títulos com direito a voto de uma empresa de serviços públicos, caso o investidor certifique que não controla nem tentará controlar a empresa de serviços públicos. Além disso, a FERC desconsideraria, nas suas decisões sobre taxas baseadas no mercado, os requisitos de reporte para afiliadas abrangidas por essa autorização geral.
Para se qualificar em qualquer uma das partes desta proposta, o investidor deverá apresentar um formulário padronizado denominado «Declaração de Apoio à Isenção dos Requisitos de Afiliação». O formulário solicita informações básicas sobre a transação e as participações existentes do investidor em serviços públicos. Além disso, um diretor executivo sênior deve certificar que a “aquisição não teve como objetivo, nem teve como efeito, alterar ou influenciar o controlo sobre o serviço público” e concordar com várias condições que limitam o controlo do investidor sobre o seu investimento.
Comentando a proposta, a EPSA sugeriu que a FERC deveria permitir que as empresas de serviços públicos, em vez dos investidores, afirmassem a falta de controlo. A FIEG propôs uma regra que não exige a certificação por um diretor do investidor. O TAPS Group argumenta que a proposta da EPSA «frustraria ou anularia» os objetivos da FERC e que a FIEG está a tentar proteger os diretores e administradores de responsabilidades e obrigações. Até que as regras finais sejam promulgadas, a disputa permanecerá sem solução. No entanto, parece provável que alguma forma da proposta da FERC seja implementada, simplificando e incentivando o investimento em projetos de infraestrutura energética, ao mesmo tempo em que esclarece as obrigações regulatórias e de prestação de contas.
FERC define aspetos controversos das revisões do mercado de capacidade futura da ISO New England para audiência formal
A FERC decidiu recentemente sobre as revisões propostas apresentadas pela ISO New England (ISO-NE) e pelo New England Power Pool Participants Committee (Partes Requerentes) em fevereiro de 2010 (Pedido de Alteração das Regras) ao seu controverso Mercado de Capacidade Futura (FCM), em constante evolução, segundo o qual os recursos competem num Leilão de Capacidade Futura (FCA) anual com base em três anos futuros.
Embora tenham sido desenvolvidas num processo que envolveu as partes interessadas, as revisões propostas foram contestadas por todo o setor de geração. As revisões propostas incluem:
- Alterações à regra existente relativa ao preço da capacidade alternativa
- Maior transparência na análise de ofertas abaixo de 0,75 vezes o parâmetro Custo de Nova Entrada (CONE)
- Extensão do preço mínimo
- Compensação quando a opção de rateio de um recurso é rejeitada por motivos de confiabilidade
- Desacoplar o preço inicial da FCA do CONE
- Revisões à determinação do CONE
- Esclarecimento sobre as obrigações dos recursos que não têm obrigações de fornecimento de capacidade
- Revisões ao cálculo dos requisitos zonais
- Modelagem aprimorada de zonas de capacidade
Tanto a New England Power Generators Association como a PSEG Energy Resources & Trade LLC apresentaram reclamações contestando certos aspetos das revisões propostas no Pedido de Alteração das Regras.
Na sua ordem de 23 de abril de 2010, a FERC considerou certos aspetos do Pedido de Alteração das Regras justos e razoáveis, mas também afirmou que o restante do pedido poderia ser indevidamente discriminatório ou preferencial, injusto e irrazoável ou ilegal. A FERC aceitou o Pedido de Alteração das Regras para permitir que as regras de mercado estivessem em vigor para o FCA de agosto de 2010. No entanto, a FERC exigiu que as Partes Requerentes e as partes que protestavam contra as revisões apresentassem argumentos adicionais sobre os aspectos contestados do Pedido de Alteração das Regras numa audiência documental, enviando as suas alegações à FERC. Este processo também consolida os dois processos de reclamação. As questões que a FERC irá considerar na audiência documental são:
- Questões relacionadas com a Regra do Preço Alternativo (APR), incluindo condições de ativação da APR, tratamento dos recursos fora do mercado que criam excedentes de capacidade durante vários anos e ajustamento de preços adequado ao abrigo da APR.
- Modelagem de zonas de capacidade, particularmente, se tais zonas devem ser sempre modeladas, se o teste de fornecedor essencial é necessário e se revisões das regras de mitigação atuais seriam necessárias para modelar todas as zonas.
- Se o valor do CONE deve ser redefinido
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