Diretiva n.º 10/2025
Regras excecionais aplicáveis à liquidação do mercado de eletricidade relativa aos dias 28 e 29 de abril de 2025
No dia 28 de abril de 2025, ocorreu, às 11h33 de Portugal continental, um apagão em Espanha e em Portugal, que resultou numa interrupção generalizada no fornecimento de eletricidade no território continental dos dois países ibéricos.
O Sistema Elétrico Nacional (SEN), assim como o setor elétrico europeu, funciona na base de regras e procedimentos de mercado, sendo os sistemas elétricos português e espanhol fortemente interligados e integrados numa perspetiva de mercado grossista. Um dos impactes do apagão de 28 de abril é a descontinuidade de, pelo menos, parte dos procedimentos de mercado, nomeadamente a forma como se efetua a liquidação (pagamentos e recebimentos) da energia elétrica que foi transacionada para o dia 28 de abril e não foi produzida nem consumida. Esta circunstância afeta, igualmente, o dia 29 de abril, na medida em que a reposição plena do abastecimento ocorreu já na madrugada de dia 29 e que o programa do mercado diário se apura no dia anterior, sendo que os primeiros mercados intradiários após a sessão de mercado diário relativa a 29 de abrilque, refira-se, se havia concluído previamente ao apagãonão se puderam concretizar em condições normais, tendo sido suspensos os leilões intradiários europeus (Intraday Auctions).
O Regulamento (UE) 2017/2196 da Comissão, de 24 de novembro de 2017, que estabelece um código de rede relativo aos estados de emergência e de restabelecimento em redes de eletricidade, estabelece, no essencial, os princípios para o tratamento de situações em que os procedimentos ou sessões do mercado de eletricidade se tenham declarado suspensas, mas é omisso quanto ao tratamento a dar aos procedimentos a adotar em situações de não suspensão do mercado da eletricidade.
Neste contexto, a ERSE, no âmbito das suas competências e de forma articulada com a entidade reguladora espanhola (CNMC-Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia) e a Agência Europeia para a Cooperação dos Reguladores de Energia (ACER), assim como com a RENRede Eléctrica Nacional, S. A., na sua qualidade de gestor global do SEN (GGS), procurou assegurar a melhor definição dos procedimentos a adotar para a liquidação dos mercados de energia elétrica e os respetivos acertos. Estes procedimentos envolvem, na esfera nacional, o operador nomeado do mercado de eletricidade (ONME) e o GGS.
O quadro regulamentar europeu determina, objetivamente, que as transações efetuadas em mercado cuja sessão não tenha sido, previamente, declarada suspensa, se consideram firmes. No caso particular das transações de mercado relativas aos dias 28 e 29 de abril de 2025, para evitar que se implementasse qualquer solução não conforme com a legislação e regulamentação em vigor, incluindo a de âmbito europeu, a ERSE instruiu o OMI, Polo Español S. A. (OMIE), enquanto ONME para a zona de ofertas portuguesa, para comunicar aos agentes de mercado que as liquidações de mercado relativas aos dias referidos assumiriam uma condição provisória, até que se confirmassem os termos em que estas se pudessem tornar definitivas, o que veio a suceder com a confirmação do enquadramento normativo europeu, após articulação entre a ERSE e a ACER, quanto à firmeza de transações e programas de mercado.
A firmeza das transações e dos programas de mercado para sessões não suspensas, decorre do Regulamento (UE) 2015/1222 da Comissão, de 24 de julho de 2015, na sua redação atual (CACM GL), que refere no n.º 5 do seu artigo 47.º, no original em inglês, “Orders matched in single dayahead coupling shall be considered firm”, tendo isto mesmo sido refletido no acordo entre os operadores nomeados do mercado de eletricidade, que rege o Processo de acoplamento de mercados de eletricidade a nível europeu (MCO Plan), indo o n.º 6 do artigo 59.º do CACM GL no mesmo sentido no que se refere ao mercado intradiário.
Por outro lado, a firmeza dos programas do mercado de eletricidade não pode e não determina que os agentes de mercado que efetuaram compras ou vendas de energia elétrica que, por ação que lhes é alheia, não podem ser cumpridas, devam incorrer nos custos com desvios à programação, que ocorrem em situação de normal funcionamento do mercado da eletricidade. Assim, torna-se necessário proceder à reposição dos equilíbrios financeiros que o apagão de 28 de abril afetou, integrando os programas de mercados considerados firmes.
Neste sentido, e de forma concordante com o quadro normativo europeu, pretende-se, com a presente Diretiva, assegurar a definição de regras para a liquidação do mercado relativa aos dias 28 e 29 de abril, de modo a que se neutralizem os efeitos económicos decorrentes da programação de mercado, não se considerando nessa programação os volumes associados aos contratos bilaterais celebrados e concretizados para esses dias. Essa neutralização é assegurada, de forma simplificada, aplicando como preço de desvio os preços do mercado, para cada um dos períodos de liquidação.
Por fim, atenta a circunstancialidade excecional que o apagão de 28 de abril constitui, entende a ERSE que os seus efeitos devem igualmente ser desconsiderados em outras circunstâncias, como a aplicação das regras relativas ao regime de gestão de riscos e garantias no SEN e no Sistema Nacional de Gás (SNG), assim evitando a ocorrência de valores diários, anormalmente, distintos dos que se aplicam na calculatória daquele regime em condições de normalidade operacional. Esta abordagem permite que os agentes do SEN não sejam onerados, no dimensionamento das suas responsabilidades financeiras, beneficiados ou prejudicados por força de uma situação extraordinária que lhes é totalmente alheia.
Foram ouvidos os interessados em processo de consulta de interessados. Nestes termos, ao abrigo do artigo 31.º dos Estatutos da ERSE, anexos ao Decreto Lei 97/2002, de 12 de abril, na sua redação atual, do artigo 47.º do Regulamento (UE) 2015/1222 da Comissão, de 24 de julho, na sua redação atual, do artigo 39.º do Regulamento (UE) 2017/2196 da Comissão, de 24 novembro, na sua redação atual, do artigo 310.º do Regulamento das Relações Comerciais, aprovado pelo Regulamento 827/2023, de 28 de julho, dos artigos 37.º e 56.º do Regulamento de Operação das Redes, aprovado pelo Regulamento 816/2023, de 27 de julho, o Conselho de Administração da ERSE delibera:
Artigo 1.º
Objeto 1-A presente diretiva estabelece as regras excecionais aplicáveis à liquidação de valores relativos aos programas de mercado sujeitos a acertos para os dias 28 e 29 de abril de 2025.
2-As presentes regras definem, ainda, os procedimentos a adotar para a liquidação do programa de reposição do Sistema Elétrico Nacional (SEN) na sequência do apagão de 28 de abril de 2025.
3-As presentes regras têm caráter excecional, sendo apenas aplicáveis à situação concreta determinada pelo apagão de 28 de abril de 2025.
4-No que as regras agora aprovadas sejam incompatíveis com as disposições constantes do Manual de Procedimentos da Gestão Global do Sistema do setor elétrico, aprovado pela Diretiva n.º 19/2023, de 26 de dezembro, na sua redação atual, as primeiras prevalecem sobre as segundas, relativamente ao período entre as 11h00 do dia 28 de abril de 2025 e as 23h00 do dia 29 de abril de 2025, hora legal de Portugal continental.
Artigo 2.º
Siglas e definições Para efeitos das presentes regras utilizam-se, com as necessárias adaptações, as siglas, acrónimos e definições previstas no Manual de Procedimentos da Gestão Global do Sistema do setor elétrico (MPGGS), aprovado pela Diretiva n.º 19/2023, de 26 de dezembro, em vigor à data do evento extraordinário.
Artigo 3.º
Âmbito de aplicação 1-Estão abrangidos pela aplicação das presentes regras:
a) O gestor global do Sistema Elétrico Nacional (GGS);
b) Os agentes de mercado produtores;
c) Os agentes de mercado agregadores de produção, incluindo o agregador de último recurso (AUR);
d) Os agentes de mercado comercializadores, incluindo o comercializador de último recurso (CUR);
e) Os clientes finais constituídos como agentes de mercado;
f) Os agentes de mercado representantes;
g) Os agentes de mercado responsáveis pela liquidação de desvios (BRP);
h) Os agentes de mercado habilitados a participar nos serviços de balanço e outros serviços de sistema (BSP);
i) O operador nomeado do mercado de eletricidade (ONME);
j) O gestor integrado de garantias (GIG).
2-Estão, ainda, abrangidas pela aplicação das presentes regras, ainda que não identificadas no número anterior, todas as contrapartes em contratos bilaterais de entrega física, com programação nos dias 28 e 29 de abril de 2025, concretizados ao abrigo do Procedimento 7 do MPGGS.
3-As presentes regras aplicam-se no período temporal compreendido entre a hora natural do início do apagão de 28 de abril de 2025, considerando-se, para o efeito, as 11h00, e as 23h00 do dia 29 de abril de 2025, da hora legal de Portugal continental.
Artigo 4.º
Programas sujeitos a acertos 1-Para efeitos das presentes regras, o GGS considera, de forma firme, os programas resultantes do processo de encontro do mercado à vista, que lhe tenham sido comunicados pelo ONME para a zona de ofertas portuguesa, respeitantes a agentes de mercado desta mesma área de preços, incluindo o programa na interligação internacional, que resultou das sessões de mercado diário, intradiário, intradiário contínuo e das plataformas europeias de troca de energia de equilíbrio, normalmente, executadas.
2-O GGS considera, ainda, a programação de concretização dos contratos bilaterais, que lhe tenham sido comunicados, nos termos do Procedimento 7 do MPGGS, pelas contrapartes desses contratos, deduzindo-a ao apuramento da programação de mercado que constitui a posição integrada de cada BRP. Os eventuais acertos à liquidação dos contratos bilaterais, que possam existir, são realizados entre as contrapartes do contrato bilateral.
3-O GGS deve considerar como suspensas as sessões do mercado de eletricidade que tenham sido comunicadas como tal, pelo ONME, nos termos e prazos previstos na regulamentação aplicável.
4-Para efeitos de apuramento dos acertos à programação do mercado de eletricidade, a posição integrada de cada BRP deve considerar todas as transações de energia elétrica firmes, resultantes da participação nos mercados diário e intradiários, descontada dos valores de concretização da contratação bilateral e da participação no mercado de serviços de sistema.
Artigo 5.º
Reposição do sistema 1-Para efeitos das presentes regras, consideram-se afetas ao programa de reposição do SEN, as energias despachadas, sob coordenação do GGS conforme previsto no ponto 6 do Procedimento 5 do MPGGS, medidas no ponto de ligação à rede elétrica, e não contratadas em referencial de mercado, ou por contratação bilateral, necessárias à reposição de cargas, na sequência do apagão de 28 de abril de 2025.
2-Consideram-se, ainda, afetas ao programa de reposição do SEN, as energias medidas no ponto de ligação à rede elétrica de serviço público (RESP), correspondentes a energias não despachadas pelo GGS e contratadas em referencial de mercado.
Artigo 6.º
Valorização dos programas de mercado sujeitos a acertos 1-Os acertos à programação de mercado, a que se refere o Artigo 4.º são valorizados, no período a que se refere o n.º 3 do Artigo 3.º e para cada período de liquidação respetivo, ao preço marginal dos mercados diário e intradiário, ou a preço médio ponderado do mercado intradiário contínuo, para a zona de ofertas portuguesa, na hora ou quarto de hora que lhe corresponda, das sessões de mercado, normalmente, executadas.
2-Os preços mencionados no número anterior devem considerar-se sem aplicação de qualquer penalização ou bonificação e com independência do sentido do desvio apurado para a programação de mercado considerada firme.
3-Os acertos de liquidação a que haja lugar, a respeito dos desvios à programação de mercado e que se refiram ao programa da interligação internacional resultado do mercado, são refletidos pelo GGS através de ação coordenada de balanço (ACB), nos termos do disposto no ponto 3.3 do Procedimento n.º 20 do MPGGS, relativo a ACB, conjugado com o disposto no ponto 7 das disposições transitórias e finais do MPGGS, em vigor à data, e eventuais incongruências de fecho económico são refletidos nas receitas das rendas de congestionamento afetas ao SEN resultantes da gestão das interligações elétricas entre Portugal e Espanha.
4-Na liquidação mencionada no número anterior, não se valorizam aos BSP as energias ativadas pelas plataformas europeias que possibilitam a troca de energia de equilíbrio, não havendo lugar à existência de penalidades por incumprimento de eventuais instruções de despacho.
Artigo 7.º
Valorização das mobilizações para a reposição do sistema 1-O programa de reposição do SEN, a que se refere o Artigo 5.º, é valorizado nos seguintes termos:
a) No caso dos grupos termoelétricos, com exceção da central termoelétrica de ciclo combinado a gás natural da Tapada do Outeiro, regida pelo seu enquadramento contratual específico, considera-se o disposto no ponto 3 do Procedimento 8 do MPGGS, relativo à resolução de restrições técnicas internas, sendo que se não existirem ofertas válidas para o processo de resolução de restrições Técnicas após a publicação do Programa Diário Viável Definitivo (PDVD), relativas ao dia 29 de abril de 2025, o GGS deve considerar as últimas ofertas válidas para este efeito, nomeadamente as ofertas do dia anterior;
b) Nos restantes casos, relativos a Unidades Físicas do SEN, considera-se o disposto no ponto 5 do Procedimento 13 do MPGGS, relativo ao produto específico transitório de reserva rápida de restabelecimento da frequência com ativação manual, sendo que se não existirem ofertas válidas, a energia mobilizada pelo GGS, no sentido de regulação a subir, da Área de Ofertas, é valorizada a 120 % do preço marginal do mercado diário, multiplicado por um fator igual a 1,1, sempre que o preço marginal do mercado diário for positivo, ou a 80 % do preço marginal do mercado diário, multiplicado por um fator igual a 0,9, sempre que o preço marginal do mercado diário for negativo. No sentido de regulação a baixar, se não existirem ofertas válidas, a energia mobilizada pelo GGS, da Área de Ofertas, é valorizada a 80 % do preço marginal do mercado diário, multiplicado por um fator igual a 0,9, sempre que o preço marginal do mercado diário for positivo ou a 120 % do preço marginal do mercado diário, multiplicado por um fator igual a 1,1, sempre que o preço marginal do mercado diário for negativo;
c) Nos casos em que se utilizem energias instruídas e não contratadas, nos diferentes mercados, que sejam provenientes de sistemas elétricos externos ao SEN, aplica-se o disposto no ponto 7 das disposições transitórias e finais do MPGGS.
2-O preço a aplicar na valorização das energias medidas no ponto de ligação à RESP, correspondentes a energias não despachadas pelo GGS e contratadas em referencial de mercado, para cada período de liquidação e unidade de programação, é o respetivo preço médio ponderado da valorização prevista no Artigo 6.º ou, na sua ausência, o preço marginal do mercado diário.
3-Os encargos apurados com o programa de reposição do SEN são repercutidos no consumo, com as devidas adaptações face ao disposto no Procedimento 22 do MPGGS, através de rateio proporcional aos valores de consumo agregados por cada BRP, sem consideração da injeção em instalações de armazenamento autónomo e do consumo em bombagem.
4-Para efeitos do número anterior, o rateio é determinado por aplicação da média aritmética dos consumos, em cada período de liquidação, nos 7 (sete) dias, imediatamente, anteriores ao dia 28 de abril de 2025.
Artigo 8.º
Banda de regulação secundária e Banda de reserva de restabelecimento da frequência com ativação manual 1-No período temporal em que vigorou o programa de reposição do sistema, não são devidos aos agentes de mercado, previamente contratados ou adjudicados, os valores de potência contratada nos produtos de banda de regulação secundária (BRS) e de banda de reserva de restabelecimento da frequência com ativação manual (BmFRR).
2-No caso dos agentes de mercado contratados no mercado de BRS e adjudicados no mercado de contratação de BmFRR, não são apurados, para o período temporal em que vigorou o programa de reposição do SEN, quaisquer valores de incumprimentos.
Artigo 9.º
Gestão de riscos e garantias no SEN e SNG 1-Para efeitos de aplicação do regime de gestão de riscos e garantias do SEN e do SNG, aprovado pela ERSE na sua redação atual através da Diretiva n.º 15/2024, de 28 de maio, na sua redação atual, deve o GGS desconsiderar, na comunicação remetida ao GIG, os valores das responsabilidades e créditos que decorram dos processos de liquidação objeto das presentes regras, relativos aos dias 28 e 29 de abril de 2025.
2-Para efeitos do apuramento do valor das garantias a prestar, nos termos do artigo 8.º da Diretiva n.º 15/2024, de 28 de maio, na sua redação atual, o GIG não deve considerar os valores, ainda que reportados em contradição com o número anterior, das responsabilidades dos agentes de mercado para os dias 28 e 29 de abril de 2025, no SEN.
Artigo 10.º
Aplicação no tempo A presente Diretiva entra em vigor no dia seguinte ao da sua publicação no Diário da República, sem prejuízo da sua produção de efeitos para o período mencionado no Artigo 1.º 21 de outubro de 2025.-O Conselho de Administração:
Pedro Verdelho, presidenteRicardo Loureiro, vogalIsabel Apolinário, vogal.
319684502
