ERC suspende mercado de reservas nas Filipinas devido ao impacto dos custos elevados nas facturas de electricidade

Suspensão a 14 de Outubro visa reservas à vista dispendiosas

A Comissão Reguladora da Energia das Filipinas (ERC) ordenou a suspensão das operações do mercado de reservas a partir de 14 de Outubro de 2026, às 00:05, depois de concluir que a aquisição de energia de reserva através do mercado estava a aumentar os custos para os consumidores. Só nas Visayas, as compras no mercado de reservas totalizaram 19,59 mil milhões de pesos filipinos (P) em 2025 e acrescentaram 1,29 P por quilowatt-hora (kWh) às tarifas de electricidade, em comparação com 0,02 P por kWh provenientes de reservas contratadas.

A intervenção suspende o despacho comercial e a liquidação de reservas à vista, mas não o próprio mercado à vista de electricidade. As reservas já asseguradas através de contratos aprovados continuarão a operar. A National Grid Corporation of the Philippines (NGCP), a Philippine Electricity Market Corporation (PEMC) e a Independent Electricity Market Operator of the Philippines (IEMOP) têm de apresentar uma proposta para reformular o mercado de reservas no prazo de seis meses.

A suspensão manter-se-á em vigor até novas ordens da ERC. Assim, o prazo de seis meses diz respeito à apresentação de uma proposta, não sendo uma data confirmada para o recomeço da negociação. A entidade reguladora afirmou ter coordenado a medida com o Departamento de Energia (DOE).

O presidente e director-executivo da ERC, Francis Saturnino C. Juan, descreveu a decisão como uma resposta temporária a preços que se mantinham elevados, em particular nas Visayas, desde o início das operações plenas do mercado.

«Esta é uma intervenção correctiva e temporária, não um recuo em relação ao mercado de reservas», afirmou Juan.

O objectivo imediato é retirar as dispendiosas compras de reservas à vista dos encargos por serviços auxiliares, mantendo capacidade de reserva suficiente para estabilizar a rede. O facto de isso resultar numa redução significativa da factura total de uma família dependerá também dos custos de produção, dos encargos restantes com reservas e de outras componentes da factura.

O que é suspenso e o que continua em funcionamento

Os serviços auxiliares são a capacidade de reserva e outros serviços utilizados para manter o equilíbrio entre a oferta e a procura de electricidade. Ajudam a rede a responder quando uma central deixa subitamente de funcionar ou quando a procura se altera. São distintos da electricidade normalmente adquirida para abastecer casas e empresas.

A NGCP pode obter estes serviços através do mercado de reservas ou de acordos de aquisição de serviços auxiliares (ASPAs). Esses acordos asseguram capacidade de fornecedores a tarifas aprovadas. O mercado de reservas, que iniciou operações comerciais em Janeiro de 2024, permite comprar e vender reservas através do WESM.

Isidro E. Cacho Jr., vice-presidente de Operações de Negociação da IEMOP, afirmou que a suspensão de Outubro se aplica às reservas à vista, enquanto as reservas contratadas continuam em funcionamento. O agendamento e o despacho da componente de reservas à vista serão interrompidos.

Os relatos divergem na descrição das medidas temporárias. Alguns referem que a aquisição de reservas ficará limitada à capacidade abrangida pelos contratos existentes. Outro relato identifica também a capacidade designada de funcionamento obrigatório, remunerada com base na recuperação de custos, como opção para as necessidades não cobertas por esses contratos. Essa capacidade teria de operar para apoiar a fiabilidade da rede, em vez de procurar obter um preço no mercado de reservas.

Esta distinção é importante porque o fim das compras à vista não elimina a necessidade de reservas da rede. Os contratos existentes e qualquer capacidade designada têm de continuar a satisfazer esse requisito operacional.

Os valores regionais que fundamentaram a decisão

A análise da ERC identificou diferenças substanciais entre as compras no mercado e as reservas contratadas em 2025. Luzon gastou 24,53 mil milhões de P no mercado de reservas, valor descrito como o dobro do custo dos serviços auxiliares obtidos através de contratos bilaterais. As Visayas gastaram 19,59 mil milhões de P, enquanto Mindanao gastou 3,71 mil milhões de P.

O total destas três regiões no mercado de reservas ascende a 47,83 mil milhões de P. Luzon representou cerca de 51% e as Visayas cerca de 41%. A maior despesa total registou-se em Luzon, mas os valores das Visayas revelam um impacto particularmente acentuado nas tarifas de electricidade.

O impacto tarifário de 1,29 P por kWh nas Visayas foi 64,5 vezes superior aos 0,02 P por kWh atribuídos às reservas contratadas. Os preços das reservas na região chegaram a cerca de 21 P por kWh. O preço de compra de um serviço de reserva e o seu contributo para a factura de um consumidor são medidas diferentes, pelo que os 21 P não devem ser entendidos como o valor acrescentado a cada unidade de electricidade doméstica.

Mindanao apresenta uma comparação mais complexa. Os custos de 3,71 mil milhões de P no mercado de reservas ficaram 190 milhões de P abaixo dos 3,90 mil milhões de P incorridos através dos ASPAs, ou cerca de 4,9% menos. Ainda assim, a ERC afirmou que o mercado teve um impacto maior nas tarifas dos consumidores nas três regiões. A despesa total, por si só, não permite estabelecer o impacto relativo nas facturas sem conhecer as quantidades correspondentes e os critérios de repartição.

Uma medida separada, também divulgada, situa o preço médio das reservas em Mindanao nos 21,11 P por kWh em 2025, acima dos 4,39 P por kWh registados no final de 2024. Trata-se de cerca de 4,8 vezes o valor anterior. Estes preços das reservas não devem ser confundidos com o preço da energia no WESM em Mindanao, de 12,61 P por kWh em Setembro.

Porque não bastou reduzir o preço máximo

Antes de suspender o mercado, as entidades reguladoras baixaram o limite máximo de preço das ofertas de reservas de 32 000 para 25 000 P por megawatt-hora (MWh). Como um MWh equivale a 1 000 kWh, esses limites correspondem a 32 e 25 P por kWh. A redução foi de cerca de 21,9%, mas a ERC afirmou que não resolveu o problema.

A entidade reguladora identificou uma questão relacionada com a contratação, além da questão dos preços: os elevados pagamentos do mercado à vista desincentivavam os fornecedores de assinar ASPAs firmes a preços mais baixos. Isso deixou os requisitos de reserva mais expostos a compras voláteis no mercado.

Um limite máximo de preço estabelece a oferta mais elevada permitida. Por si só, não assegura capacidade contratada suficiente nem elimina as condições que mantêm os preços próximos desse limite. A reformulação ordenada vai, por isso, além de um novo ajuste do limite, abrangendo os requisitos de reserva, as regras de aquisição e a forma como os custos são repercutidos nos consumidores.

A ERC pretende também que a aquisição se baseie em previsões das necessidades futuras de reservas, para apoiar o investimento, incluindo em armazenamento em baterias e noutras capacidades flexíveis. O desafio consiste em garantir pagamentos previsíveis pelos recursos de que a rede necessita sem voltar a impor aos consumidores os encargos elevados que motivaram a suspensão.

30 dias para identificar lacunas nas reservas

A NGCP recebeu instruções para avaliar os requisitos de reserva não cobertos pelos acordos existentes e designar capacidade de funcionamento obrigatório no prazo de 30 dias. Deve também procurar celebrar contratos para cobrir a totalidade dos requisitos de reserva, com base em previsões que tenham em conta as necessidades futuras.

Esta tarefa é distinta da missão, com prazo de seis meses, de reformular o mercado, atribuída em conjunto à NGCP, à PEMC e à IEMOP. O prazo mais curto responde à lacuna operacional imediata; o mais longo diz respeito à estrutura do mercado.

As instruções divulgadas não indicam datas exactas para esses prazos, e a suspensão não tem uma data de fim definida. A dimensão das necessidades de reserva não cobertas, as instalações a designar e os pagamentos resultantes de recuperação de custos ainda não foram especificados.

Juan afirmou que a ERC e o DOE pretendiam manter as reservas contratadas e de funcionamento obrigatório, alterando ao mesmo tempo as regras de aquisição e de cobrança aos consumidores. Indicou também o objectivo declarado pela entidade reguladora para a reabertura do mercado.

«Estamos a suspender o mercado agora para que possa regressar mais forte, com uma estrutura melhor e uma oferta fiável de reservas a um preço comportável para os consumidores», afirmou Juan.

Contrato de baterias em Cebu mostra alternativa

Uma aprovação separada da ERC em Cebu ilustra o esforço da entidade reguladora para promover contratos firmes de reservas. A comissão concedeu autorização provisória para um ASPA de cinco anos entre a NGCP e a East Asia Utilities Corporation (EAUC), em Mactan, na cidade de Lapu-Lapu.

O sistema de armazenamento de energia em baterias de 44,72 MW da EAUC fornecerá até 13 MW de reserva de regulação e 13 MW de reserva de contingência. A reserva de regulação ajuda a gerir as variações habituais da oferta e da procura; a reserva de contingência apoia a rede após uma perda súbita de capacidade de produção. Uma bateria pode responder rapidamente a ambas as necessidades.

A posição divulgada para as reservas firmes nas Visayas era de 40 MW de reserva de regulação, face a uma necessidade de 67 MW, e de 67,3 MW de reserva de contingência, face a 75 MW. Estes valores indicam défices de 27 MW e 7,7 MW, respectivamente. A capacidade firme tem de estar disponível ao abrigo do contrato, com penalizações em caso de incumprimento.

Se estiver totalmente disponível e for acrescentada a esses valores, a contribuição de 13 MW da EAUC para a regulação reduziria o défice para 14 MW. A sua contribuição para a contingência ultrapassaria o défice indicado de 7,7 MW, embora o agendamento efectivo e a disponibilidade determinem quanta reserva a rede pode utilizar.

A tarifa provisória é de 5,28 P por kWh para ambos os serviços, cerca de um quarto do valor de referência de aproximadamente 21 P por kWh do mercado de reservas das Visayas. A comparação sugere uma tarifa de serviço cotada muito mais baixa, não uma redução garantida, na mesma proporção, das facturas domésticas.

As Visayas registaram 123 alertas amarelos e vermelhos entre Janeiro e o início de Setembro de 2026. Juan afirmou que o pedido recebeu prioridade porque reservas firmes adicionais poderiam reduzir a probabilidade de alertas e interrupções.

Preços da energia subiram apesar do aumento da oferta

A suspensão das reservas coincide com uma subida dos preços da energia, mostrando por que razão a redução dos encargos com serviços auxiliares pode não se traduzir directamente numa descida equivalente das facturas totais. No período de facturação de 26 de Agosto a 25 de Setembro, o preço médio do sistema no WESM subiu de 7,21 para 7,43 P por kWh, um aumento de 3,1%.

A oferta média aumentou 2,4%, para 20 209 MW, enquanto a procura subiu 1,8%, para 14 188 MW. Rica O. Cagnayo, analista do mercado de energia da IEMOP, atribuiu a variação dos preços a indisponibilidades na produção, a constrangimentos da rede e a alterações nos fluxos de electricidade em corrente contínua de alta tensão (HVDC).

Os relatos indicam também uma margem média de oferta de 3 957 MW, acima dos 3 779 MW de Agosto. Essa margem não corresponde à simples diferença entre os valores divulgados para a oferta e a procura, que é de 6 021 MW. A base de cálculo não é explicada, pelo que as duas medidas não devem ser consideradas equivalentes.

O preço em Luzon subiu 5,7%, de 4,90 para 5,18 P por kWh. A oferta aumentou 4,3%, para 15 114 MW, e a procura cresceu 2,6%, para 9 899 MW. Apesar da maior disponibilidade de oferta, as indisponibilidades de grandes centrais contribuíram para a subida dos preços.

Nas Visayas, a oferta manteve-se nos 2 201 MW, enquanto a procura aumentou 0,2%, para 2 099 MW. Os preços subiram 5,2%, de 11,81 para 12,42 P por kWh, num contexto de indisponibilidades, intervenções do operador e alertas amarelos e vermelhos. As avarias deixaram indisponíveis até 777,2 MW na região.

Ligações de transmissão ajudam a explicar a diferença de preços

A electricidade disponível numa região nem sempre pode chegar a outra que dela necessita. As interligações HVDC transportam energia entre redes, mas os limites operacionais podem restringir as transferências e impedir que a electricidade mais barata faça baixar os preços noutras regiões.

A ligação Luzon-Visayas funcionou em condições de separação de preços durante 77,6% do período de facturação de Setembro. As limitações de funcionamento por motivos de segurança do sistema corresponderam a 73,5% do período. Estas condições ajudam a explicar por que razão os preços da energia nas Visayas permaneceram muito acima dos de Luzon, apesar do aumento da oferta média a nível nacional.

A ligação Mindanao-Visayas funcionou em condições de fluxo livre durante 92,82% do período, acima dos 91,16% de Agosto. As transferências mais fortes ajudaram a aproximar os preços das duas regiões: a média de Mindanao foi de 12,61 P por kWh, apenas 0,19 P acima da das Visayas.

O preço em Mindanao caiu 1,4%, face aos 12,79 P por kWh, enquanto as indisponibilidades deixaram 1 022,6 MW fora de serviço. Os relatos divergem quanto às variações da oferta e da procura. Um indica uma oferta de 2 190 MW, menos 0,2%, e uma procura de 2 893 MW, menos 5%. Outro inverte as variações percentuais, afirmando que a oferta caiu 5% e a procura 0,2%. Ambos descrevem uma descida da oferta e da procura, mas as variações exactas carecem de esclarecimento.

Cacho afirmou que o regresso ao serviço de grandes centrais poderia aproximar os preços da energia nas Visayas dos 9 a 10 P por kWh, embora tenha ressalvado que a descida poderia não ser acentuada. Esta previsão diz respeito à disponibilidade de energia e não constitui um resultado garantido da suspensão da negociação de reservas.

A redução dos encargos com reservas não resolve toda a factura

Cacho prevê que a eliminação dos pagamentos por reservas à vista reduza os encargos com serviços auxiliares repercutidos nas empresas de distribuição e nas cooperativas de electricidade. Descreveu o efeito imediato nos encargos de transmissão.

«Na prática, os encargos de transmissão vão baixar porque deixaremos de ter de pagar pelo mercado de reservas», afirmou Cacho.

Os custos das reservas contratadas manter-se-ão, e quaisquer acordos de funcionamento obrigatório poderão gerar pagamentos de recuperação de custos. Não foi anunciada qualquer redução quantificada para uma família típica, nem um calendário confirmado para que essa redução se reflicta nas facturas.

Os dados da energia de Setembro mostram também que uma menor proporção de transacções no mercado à vista não significa necessariamente um preço de liquidação mais baixo nesse mercado. O volume à vista caiu de 13,4% para 12,2% da quantidade negociada, enquanto o preço efectivo de liquidação à vista subiu de 8,48 para 9,32 P por kWh. O valor total das transacções aumentou de 13,94 para 26,62 mil milhões de P.

A composição da produção também se alterou. As energias renováveis forneceram 28% da produção. A quota do carvão caiu de 56% para 51,7%, enquanto o gás natural atingiu 17%, a energia hídrica 11,3%, a solar 5,3% e a geotérmica 8,3%. Estas alterações ocorreram em simultâneo com indisponibilidades e restrições de transmissão, pelo que, por si só, não explicam a subida dos preços.

Segunda suspensão após o processo de retoma de 2024

A intervenção de Outubro surge na sequência de uma pausa anterior, pouco depois do início das operações comerciais do mercado de reservas. A suspensão anterior dizia respeito ao cumprimento ainda pendente dos requisitos da ERC relativos à metodologia de preços, e não ao motivo agora invocado dos custos persistentemente elevados das reservas.

• Janeiro de 2024: O mercado de reservas iniciou operações comerciais.
• 26 de Março de 2024: A ERC suspendeu a negociação de reservas, com excepção das reservas oferecidas e despachadas ao abrigo de ASPAs abrangidos pelas suas decisões.
• 26 de Julho de 2024: Um aviso de decisão da ERC concluiu que os motivos para essa suspensão já não se verificavam, depois de a PEMC e a IEMOP terem cumprido as directivas.
• 30 de Julho de 2024: A ERC anunciou o levantamento da suspensão da Secção 8, relativa à facturação e liquidação, da Metodologia de Determinação de Preços do WESM.
• 14 de Outubro de 2026, às 00:05: A IEMOP afirmou que teria início a mais recente suspensão das operações de reservas à vista.

Durante o processo de 2024, foi ordenado à IEMOP que recalculasse os montantes das transacções de reservas referentes aos períodos de facturação de Fevereiro e Março e ajustasse os 70% restantes relativos a Março. A então presidente da ERC, Monalisa Dimalanta, explicou que o DOE controlava as operações enquanto a ERC aplicava a metodologia de preços; caberia ao DOE anunciar a data efectiva do recomeço.

A Philippine Independent Power Producers Association saudou o levantamento da suspensão em 2024 como um passo em direcção à segurança energética. A sua presidente, Anne Escoro Montelibano, representava uma associação de 28 empresas de energia com 18 132 MW de capacidade instalada na rede. A suspensão mais recente coloca agora a previsibilidade para os investidores, a acessibilidade dos preços e a cobertura fiável das reservas no centro da reformulação.

Pontos principais

• O despacho e a liquidação de reservas à vista serão suspensos a partir de 14 de Outubro de 2026, às 00:05, até novas ordens da ERC.
• As reservas contratadas continuarão em funcionamento; a capacidade de funcionamento obrigatório também é apontada como opção para necessidades não cobertas.
• As compras no mercado de reservas totalizaram 47,83 mil milhões de P em Luzon, nas Visayas e em Mindanao em 2025.
• O impacto tarifário do mercado de reservas nas Visayas foi de 1,29 P por kWh, em comparação com 0,02 P das reservas contratadas.
• A NGCP tem 30 dias para avaliar as necessidades de reserva, enquanto a NGCP, a PEMC e a IEMOP têm de apresentar uma proposta de reformulação no prazo de seis meses.
• Um contrato de baterias em Cebu tem tarifas provisórias de 5,28 P por kWh e pode fornecer até 13 MW de reserva de regulação e 13 MW de reserva de contingência.
• Os preços da energia no WESM em Setembro subiram para 7,43 P por kWh a nível nacional. A dimensão e o momento de eventuais poupanças nas facturas domésticas decorrentes da suspensão das reservas ainda não foram especificados.