MODELO DE GESTÃO DE RISCOS E GARANTIAS NOS SETORES ELÉTRICO E DO GÁS NATURAL

MODELO DE GESTÃO DE RISCOS E GARANTIAS NOS SETORES ELÉTRICO E DO GÁS NATURAL Outubro de 2016 ENTIDADE REGULADORA DOS SERVIÇOS ENERGÉTICOS

Este documento está preparado para impressão em frente e verso Rua Dom Cristóvão da Gama n.º 1-3.º 1400-113 Lisboa Tel.: 21 303 32 00 Fax: 21 303 32 01 e-mail: erse@erse.pt www.erse.pt

ÍNDICE 1 INTRODUÇÃO E MOTIVAÇÕES... 1 2 ASPETOS PRINCIPAIS A PONDERAR... 5 2.1 Principais disposições regulamentares... 5 2.2 Principais aspetos em reflexão... 8 i

1 INTRODUÇÃO E MOTIVAÇÕES O funcionamento dos setores elétrico e do gás natural sofreu no decurso das duas últimas décadas profundas alterações, ditadas, em grande parte, pela liberalização de atividades, que procederam a uma separação vertical de atividades e ao aparecimento de novos agentes nos dois mercados. Estas alterações vieram complexificar a teia de relacionamentos comerciais entre agentes económica e juridicamente independentes entre si, em áreas antes tratadas dentro do mesmo contexto empresarial. Por outro lado, e porque os setores elétrico e do gás natural se revestem de especial importância para a vida dos consumidores e para a própria atividade económica nacional, torna-se necessário assegurar que os referidos relacionamentos comerciais decorram em contexto de integridade e segurança para o mercado e para cada um dos sistemas (SEN Sistema Elétrico Nacional e SNGN Sistema Nacional de Gás Natural). Neste sentido, o relacionamento entre os diferentes agentes em particular entre operadores de rede, gestores de sistema, produtores e comercializadores é pautado pela existência de disposições regulamentares que procuram compatibilizar a existência de um modelo de relacionamentos multilateral com uma adequada gestão do risco operativo para cada um dos sistemas. É neste quadro que se inserem as garantias prestadas pelos sujeitos tomadores de serviços em benefício dos sujeitos prestadores de serviços. A aferição e gestão do risco constitui um elemento fundamental estrutural de gestão regulatória dos mercados elétrico e do gás natural, num contexto operativo descentralizado e progressivamente mais complexo. De forma genérica, o modelo de gestão de risco operativo existente no SEN e no SNGN determina a prestação de garantias por parte dos produtores e comercializadores para com os operadores de redes em que atuem por contado acesso à rede que efetivam para assegurar os fornecimentos aos seus clientes e para com as entidades encarregues de gerir os sistemas por conta de encargos com desvios e balanços de operação. Importa reter que o modelo de funcionamento, tanto do SNGN como do SEN, assenta no exercício do acesso às redes dos consumidores via respetivo contrato de fornecimento celebrado com o comercializador. Daqui decorre que os comercializadores asseguram as obrigações contratuais do acesso às redes dos seus clientes em carteira, o que se traduz na celebração dos respetivos Contratos de Uso das Redes (ContUR) com os operadores de rede. Também é importante tomar em consideração que, tanto no SNGN como no SEN, a constituição de uma entidade como agente de mercado obriga à celebração de um contrato de adesão no âmbito da atividade de gestão do sistema a estabelecer entre os agentes de mercado, incluindo produtores, e a gestão do sistema. 1

A prestação de garantias por parte dos agentes de mercado, tanto no relacionamento com os operadores de rede, como para a liquidação de obrigações decorrentes da gestão de desvios de encargos com os seus balanços, tem sido preferencialmente efetuada através garantias bancárias. Estas, não sendo a única modalidade de prestação de garantias, é, sem dúvida a mais comum. A instabilidade por que tem passado o sistema financeiro e bancário nos últimos anos tem determinado, desde logo, uma reconhecida menor facilidade no acesso à prestação ou alteração de garantias bancárias, com os consequentes reflexos nos mercados elétrico e de gás natural. Em acréscimo, a dispersão das necessidades de prestação de garantias uma por cada operador de rede com o qual celebre um contrato e uma por cada gestor de sistema em que atue - importa um custo administrativo que impende sobre os comercializadores e, no limite, sobre os seus clientes. Também no que respeita ao conjunto de interações associados com o atual modelo de gestão de riscos dos dois setores é possível detetar alguns aspetos passíveis de reflexão, fruto dos desenvolvimentos do próprio mercado da energia. Em concreto, a eventual entrada em incumprimento de obrigações de pagamento por parte de um comercializador para com um operador de rede pode determinar a suspensão do respetivo contrato de uso das redes e a sua comunicação ao gestor de sistema, o que pode, em última instância, determinar a perda do estatuto de agente de mercado e fazer cessar os restantes relacionamentos comerciais com outros operadores de rede, mesmo não tendo existido incumprimentos para com estes. Sendo verdade que se podem identificar no atual modelo de gestão do risco operativo do SEN e do SNGN características que suscitam a conclusão de que o modelo poderá representar um encargo excessivo para os comercializadores, não deixa de ser igualmente verdade que se torna necessário ponderar e assegurar as condições de integridade e regularidade de funcionamento dos dois setores, desde logo relativamente a riscos de natureza sistémica. Importa também considerar que os mecanismos de gestão do risco devem igualmente alinhar-se com os princípios regulatórios da garantia do equilíbrio económico-financeiro das atividades reguladas, da salvaguarda do interesse público, da igualdade de tratamento e da não discriminação. A igualdade de tratamento e a não discriminação são aspetos a que a ERSE presta especial atenção, num contexto de mercado em que se tem promovido a entrada de novos agentes no segmento da comercialização de energia, como forma de tornar mais participado e competitivo o mercado de energia. Tendo presente este contexto, comum ao SEN e ao SNGN e inclusivamente reforçado pelo crescimento das ofertas duais, a ERSE considera necessário e oportuno suscitar uma reflexão alargada a todos os interessados e a chamada de propostas e sugestões a integrar uma revisão estruturada do modelo de gestão dos riscos nos mercados elétrico e do gás natural, de modo a que o mesmo se adeque crescentemente ao contexto de desenvolvimento dos setores, sem fazer perigar a segurança e integridade dos sistemas. 2

Neste sentido, a ERSE solicita aos interessados que possam fazer-lhe chegar as suas contribuições para este processo. Estas contribuições serão tornadas públicas, salvo indicação expressa em contrário, sendo disponibilizadas na página da ERSE na Internet (www.erse.pt), em SUPERVISÃO DE MERCADOS, onde se encontram os documentos desta discussão. Os contributos podem ser enviados à ERSE até 18 de novembro de 2016, preferencialmente por correio eletrónico para o endereço consulta_garantias@erse.pt, ou por correio, para o seguinte endereço: Morada postal: Rua D. Cristóvão da Gama, 1 1400-113 Lisboa 3

2 ASPETOS PRINCIPAIS A PONDERAR Nesta secção do documento procurará elencar-se o conjunto de principais aspetos regulamentares associados com o modelo atual de aferição e gestão do risco nos dois setores, bem como fazer a identificação das questões mais críticas para ponderação pelos interessados. 2.1 PRINCIPAIS DISPOSIÇÕES REGULAMENTARES As principais disposições regulamentares com incidência, direta ou indireta, no modelo de gestão de risco e de garantias no SEN e no SNGN são apresentadas na tabela seguinte, restringindo-se a sua identificação aos regulamentos da responsabilidade da ERSE e a uma muito pequena descrição do conteúdo. Tabela 1 Resumo de referências a disposições regulamentares Setor Regulamento Artigo Conteúdo Gás natural RRC 20.º Princípios gerais do relacionamento comercial entre operadores das infraestruturas e os seus utilizadores, que inclui a salvaguarda e defesa do interesse público, a igualdade de tratamento e de oportunidades e a não discriminação. Gás natural RRC 25.º (3); c) Estabelece o princípio de que o operador do terminal de GNL deve permitir o acesso à infraestrutura em base não discriminatória e transparente. Gás natural RRC 27.º (3); c) Estabelece o princípio de que o operador do armazenamento subterrâneo deve permitir o acesso à infraestrutura em base não discriminatória e transparente. Gás natural RRC 36.º (2); c) Estabelece o princípio de que o ORT deve permitir o acesso à infraestrutura em base não discriminatória e transparente. Gás natural RRC 37.º (6) Estabelece que o MPGTG é aprovado pela ERSE. 5

Setor Regulamento Artigo Conteúdo Gás natural RRC 39.º a 42.º Regulamenta a faturação entre o ORT e os ORD (inclui custos da tarifa social). Gás natural RRC 45.º a 47.º Custos do transporte por camião. Prevê recebimentos por parte dos agentes de mercado. Gás natural RRC 50.º (2); f) Estabelece o princípio de que o ORD deve assegurar a não discriminação entre ORD na utilização das redes. Gás natural ROI 9.º (2) Estabelece o conteúdo mínimo do MPGTG. Gás natural ROI 9.º (2); v) Estabelece que o MPGTG deve dispor sobre as modalidades e os procedimentos de cálculo do valor das garantias. Gás natural RARII 5.º; c) Princípios gerais do acesso às infraestruturas, que inclui a salvaguarda e defesa do interesse público, a igualdade de tratamento e de oportunidades e a não discriminação. Gás natural RARII 7.º Estabelece o direito de acesso às infraestruturas; remete para a existência de contrato de uso das infraestruturas. Gás natural RARII 9.º (2); c) Estabelece que o contrato de uso das infraestruturas deve definir a periodicidade, meio de pagamento e prazo de pagamento. Gás natural RARII 9.º (2); f) Estabelece que o contrato de uso das infraestruturas deve definir o cálculo da garantia. Gás natural RARII 13.º Estabelece que os operadores de infraestruturas têm direito à prestação de garantia. Esta deve ser utilizada de modo a determinar em regras aprovadas pela ERSE. Gás natural MPGTG Proc. 14 (2) Estabelece os procedimentos relativos às garantias. 6

Setor Regulamento Artigo Conteúdo Eletricidade RRC 26.º Princípios gerais aplicáveis às atividades do ORT, que inclui a salvaguarda e defesa do interesse público, a igualdade de tratamento e de oportunidades e a não discriminação. Eletricidade RRC 38.º Estabelece o conteúdo do MPGGS, referindo nomeadamente as regras para o apuramento de desvios, sua liquidação e modalidades de cálculo e apresentação de garantias. Eletricidade ROR 5.º (2) e (3) Estabelece que a atividade de GGS inclui a gestão dos serviços de sistema e dos pagamentos que lhe estão associados. Eletricidade ROR 6.º (1); p) Estabelece que o cálculo e procedimentos associados com as garantias na GGS integram o MPGGS. Eletricidade ROR 8.º Princípios gerais para a atividade de GGS, que inclui a salvaguarda e defesa do interesse público, a igualdade de tratamento e de oportunidades e a não discriminação. Eletricidade RARI 7.º Princípios gerais do acesso às redes, que inclui a salvaguarda e defesa do interesse público, a igualdade de tratamento e de oportunidades e a não discriminação. Eletricidade RARI 8.º (2) Estabelece que as condições de acesso às redes se objetivam num contrato de uso das redes (que formaliza o acesso). Eletricidade RARI 10.º Estabelece as condições a integrar o Contrato de Uso das Redes. Eletricidade RARI 16.º Estabelece o direito à prestação de garantia. 7

Setor Regulamento Artigo Conteúdo Eletricidade RARI 17.º Estabelece os meios e forma de prestação de garantia. Eletricidade RARI 18.º Estabelece o valor da garantia. Eletricidade RARI 24.º Estabelece as entidades responsáveis pela retribuição pelo uso das instalações e serviços. Eletricidade MPGGS Proc.22 (2) Estabelece os procedimentos relativos às garantias no âmbito dos contratos de adesão à Gestão Global do Sistema. NOTA: RRC Regulamento de Relações Comerciais ROI Regulamento de Operação das Infraestruturas RARII Regulamento do Acesso às Redes, às Infraestruturas e às Interligações ROR Regulamento de Operação das Redes RARI - Regulamento de Acesso às Redes e às Interligações 2.2 PRINCIPAIS ASPETOS EM REFLEXÃO Como atrás se referiu na introdução e motivações deste documento, são vários os aspetos relacionados com a definição, operação e implementação de um modelo de gestão do risco e das correspondentes garantias que o mesmo considere. O elenco de temas aqui expostos parte da análise transversal ao modelo de gestão de riscos atualmente existente nos setores elétrico e do gás natural, não constituindo um conjunto de temas para reflexão que esteja fechado. Por esta razão, os participantes neste processo de discussão podem e devem mencionar outros aspetos que considerem relevantes para a reflexão sobre um modelo de avaliação e gestão de riscos e garantias nos dois setores. IDENTIFICAÇÃO E VALORAÇÃO DOS RISCOS A identificação dos riscos envolvidos para cada atividade corresponde ao primeiro passo da implementação de um modelo de riscos. No quadro atual dos dois setores regulados estão, genericamente, identificadas duas áreas de atuação cujos riscos têm tratamento regulamentar específico: Balanço e desvios: a participação dos agentes de mercado nos mercados e sistemas para resolução de desvios (setor elétrico) e de desequilíbrios (setor do gás). A atividade exposta a risco é exercida pela REN e REN Gasodutos, respetivamente para a eletricidade e para o gás natural e 8

regida pelo contrato de adesão ao mercado de serviços de sistema (eletricidade) e por contrato de adesão ao SNGN (gás natural); Acesso: o exercício de acesso às redes e às infraestruturas por parte dos agentes de mercado (tanto no setor elétrico, como no setor do gás natural), tipicamente assegurado por comercializadores relativamente aos clientes que possuam nas suas respetivas carteiras. A atividade exposta a risco é exercida pelos operadores de rede ou das infraestruturas e regida entre as partes através do contrato de uso das redes ou das infraestruturas. Existem outros riscos, designadamente aqueles que são identificados na participação em plataformas de mercado organizado, cuja cobertura é assegurada pelas regras próprias do mercado em causa ou do contrato que vincule as partes. É disso exemplo a participação em mercados de contratação diária (OMIE, no caso da eletricidade), a prazo ou em contratação bilateral. A natureza dos riscos envolvidos é, em ambas as situações, de cariz financeiro (risco de crédito), sendo que o atual modelo procura evitar a existência de custos não recuperados para as atividades que, de forma mais direta ou indireta, são sujeitas a um regime de custos e proveitos regulados. Nestes casos, podendo eventuais incumprimentos dos agentes de mercado relativamente a pagamentos que devam assegurar ter uma expressão direta nos custos a suportar pelos consumidores através de rúbricas tarifárias, pode considerar-se que estes riscos têm um caráter sistémico. No atual quadro regulamentar e contratual, os riscos atrás mencionados são valorizados obedecendo a uma filosofia geral que toma em consideração os valores históricos de atividade, sendo as garantias calculadas para a totalidade do período e do volume de crédito subjacente a uma liquidação e faturação mensais, em cada um dos relacionamentos do agente de mercado com a entidades que lhe prestam um serviço (Balanço e desvios e Acesso). A utilização de garantias para suprir incumprimentos na liquidação de obrigações do agente de mercado vincula este, no atual modelo, à reposição dos valores de garantias para a prossecução da sua atividade como agente de mercado, pelo que a gestão das garantias obedece a uma filosofia de gestão de margem. Ainda no atual modelo, sendo vetores de risco autónomos, as áreas de risco atrás identificadas não têm qualquer hierarquização. Importa reter que nos princípios gerais de aferição de riscos e da sua cobertura, o risco é, em muitas situações, avaliado com base em critérios probabilísticos, que procuram associar o risco calculado com a probabilidade de ocorrência do evento que o origina. 1. Os riscos identificados são os existentes nos mercados elétrico e de gás natural? 2. Devem estes riscos ser hierarquizados? 9

3. Que critérios devem ser seguidos na sua mensuração? DIFERENCIAÇÃO DO NÍVEL DE RISCO O atual modelo de gestão de risco nas atividades acima mencionadas nos setores elétrico e do gás natural está integralmente assente na cobertura de risco de crédito aos agentes de mercado. Por outro lado, o modelo vigente não diferencia (e, por conseguinte, não hierarquiza) o nível de risco de crédito de cada agente de mercado, com, por exemplo, a integração e ponderação do histórico de cumprimentos e incumprimentos um agente de mercado cumpridor é tratado, para efeitos de cálculo da respetiva garantia, de forma integralmente idêntica a um agente de mercado da mesma dimensão e volume mas com atrasos de pagamentos recorrentes. Na discussão sobre um modelo de avaliação e gestão de risco diferente poderá colocar-se a discussão sobre se este deverá ponderar de forma distinta os graus de cumprimento das obrigações por parte dos agentes e, a fazê-lo, de que forma esse princípio se concretiza. Esta ponderação deverá ainda ser efetuada pesando as situações distintas de agentes de mercado em fase inicial de atividade e agentes já estabelecidos, de modo a que se evitem barreiras de entrada no mercado que sejam desproporcionadas face aos riscos que se pretende cobrir, bem como a manutenção de riscos sistémicos contidos e minimizados. 4. Devem ser estabelecidos níveis de risco diferenciados entre agentes de mercado? 5. Se sim, com que critérios se devem aferir tais níveis de risco? 6. Como se coadunam estes eventuais critérios com a inexistência de barreiras à entrada e a minimização de riscos sistémicos? DISPERSÃO DE FRENTES DE RISCO (E DE GARANTIAS) NA ÓTICA DO AGENTE DE MERCADO No quadro regulamentar atual, cada agente de mercado deverá prestar garantia para cobrir as suas obrigações com tantas entidades quantas as que se relacione na prática, um agente de mercado terá tantas frentes de prestação de garantias quantas as redes em que opere (setor elétrico ou do gás natural), infraestruturas a que aceda e para com as entidades que asseguram balanço e desvios (setor elétrico, gás natural ou ambos). Esta dispersão das frentes de prestação das garantias (e dos beneficiários) poderá levar a custos administrativos multiplicados pelo número de garantias a prestar e, consequentemente, a eventuais restrições na atuação de alguns agentes de mercado (por exemplo, optarem por restringir a atuação a um número menor de redes para, com isso, diminuírem custos de gestão administrativa com as próprias 10

garantias). Por outro lado, embora os princípios de prestação de garantias sejam comuns, não é inteiramente assegurado que os procedimentos de prestação, atualização ou mobilização das garantias sejam os mesmos entre todos os beneficiários de garantias. A esta circunstância acrescem os factos de (i) o número de potenciais beneficiários de garantias poder claramente exceder as duas dezenas para agentes de mercado que tenham uma atuação transversal em todo o território continental nacional (atuando, por exemplo, em todas as redes de distribuição de gás natural e de eletricidade); e (ii) as próprias ofertas duais serem cada vez mais comuns na estrutura de comercialização retalhista. Neste sentido, importa ponderar em que medida um sistema de avaliação e gestão de riscos nos setores elétrico e de gás natural poderia ser implementado de forma centralizada em cada sistema, ou mesmo para os dois sistemas. A título de exemplo refira-se o caso existente em Espanha no setor do gás natural, em que o modelo assenta num mecanismo de prestação de garantias para efeitos de acesso, de balanço e de atuação em mercado organizado que é centralizado. A ponderar-se uma abordagem centralizada, convirá refletir de forma integrada nas suas vantagens e desvantagens, necessidades e custos de implementação, abrangência e na(s) entidade(s) que poderia(m) assegurar a gestão de tal mecanismo centralizado. 7. Que custos existem com a prestação descentralizada de garantias? 8. Deve ser ponderado um mecanismo centralizado de prestação de garantias? 9. Se sim, com que vantagens, custos e abrangência? 10. A ser escolhida a via de um mecanismo centralizado, este deveria ser setorial ou comum aos dois setores? E que entidades poderiam desempenhar esta atividade? MODELO E FORMAS DE PRESTAÇÃO DE GARANTIAS O atual modelo em vigor nos setores elétrico e do gás natural, embora não restringido apenas a garantias bancárias, assume estas como as vias privilegiadas para apresentação de garantias no quadro quer dos riscos de Balanço e desvio, quer dos riscos de Acesso. Tal atuação terá historicamente estado assente na maior flexibilidade que este instrumento garantiria sobre, por exemplo, o depósito de cauções em numerário. Todavia, fruto da situação conjuntural por que passa o sistema bancário, o recurso a garantias bancárias, seja para a sua constituição inicial, seja para a sua alteração, defronta atualmente maior rigidez que a que se verificava no passado e custos de emissão também eles mais elevados. Estas dificuldades são 11

majoradas se o tipo de garantia bancária revestir a forma de garantia first demand, que, sendo uma forma mais líquida de prestação de garantia, requer eventuais maiores colaterais no relacionamento bancário. A ponderação do tipo de garantias a prestar é um aspeto central do desenho de um modelo de risco, sendo que nas circunstâncias em que se procuram essencialmente cobrir riscos de crédito ou assimilados, a liquidez do instrumento (facilidade com que a garantia é executada) é um importante critério para a mensuração da própria garantia. Pode, num contexto de discussão do modelo de gestão do risco a implementar, avaliar-se a oportunidade de definição de um risco de crédito mínimo das entidades emitentes das garantias, de modo a evitar que estas sejam prestadas em condições de exigibilidade (em caso de incumprimento do agente de mercado) que é mais precária. A título de exemplo nesta vertente, em Espanha, permite-se a emissão de garantias por entidades com risco de crédito mais elevado desde que combinadas com instrumentos de maior liquidez (por exemplo, numerário). Acresce que, no atual modelo, não se prevê a possibilidade de recurso a algumas outras formas de mitigação do risco do agente de mercado, que podem, por exemplo, passar pela compensação de créditos quando tais créditos (do agente) existam ou pela prestação de cessão de direitos ou créditos da atividade corrente do agente de mercado. Estes tipos de garantia ou outras ainda -, embora de cobertura e liquidez diversa das garantias bancárias acima referidas, não deixam de poder ser consideradas em abstrato no leque de possíveis garantias a prestar pelos agentes de mercado. Neste sentido, a reflexão sobre uma reformulação do modelo de risco dos dois setores deverá ponderar a identificação de um conjunto alargado de formas de prestação de garantias e a sua liquidez e facilidade de mobilização (e, por consequência, efetiva cobertura dos riscos). 11. Que meios de prestação de garantia se podem prever num modelo efetivo de gestão de riscos? 12. Deve diferenciar-se o meio de prestação da garantia em função da sua liquidez? 13. Se sim, com que critérios se deve efetuar tal diferenciação? UTILIZAÇÃO DAS GARANTIAS E SALVAGUARDAS CONEXAS Ainda no atual modelo, a ocorrência de incumprimentos relacionados com a prestação de garantias (seja na prestação inicial ou, mais comumente, no seu reforço ou reposição) determina consequências ao nível do relacionamento contratual a que se refere a garantia - seja pela suspensão do contrato ou estatuto, 12

seja pela sua cessação. Este tipo de atuações podem considerar-se como garantias ou salvaguardas conexas com a garantia prestada e pretendem, fundamentalmente, restringir riscos futuros. Todavia, o atual quadro regulamentar, embora assumindo a estanquicidade do cálculo das garantias entre agentes distintos, prevê alguns mecanismos de interligação entre os diferentes riscos que se pretendem cobrir. Por exemplo, o incumprimento de obrigações no âmbito da Gestão Global de Sistema no setor elétrico pode fazer cessar o respetivo contrato de adesão e, com ele, o estatuto de agente de mercado, o que impede o agente de mercado de atuar no sistema como um todo e, assim, também nas redes em que opere, mesmo que não registe incumprimentos nos Contratos de Uso das Redes para com os respetivos operadores das redes. Na ponderação de eventuais reformulações ao modelo de risco dos setores elétrico e do gás natural, importa considerar as interdependências entre as frentes de risco identificas e as formas pelas quais, através de outro tipo de salvaguardas, se mitigam os riscos para a globalidade do sistema. 14. De que forma eventuais salvaguardas regulamentares mitigam os riscos de natureza sistémica? Estas existem ou são implementáveis com independência do modelo (centralizado ou descentralizado) seguido? 15. Que tipo de salvaguardas serão mais eficazes neste domínio e que parte dos riscos se pode mitigar por esta via? 13