DECISÃO (UE) 2020/348 DA COMISSÃO

de 24 de outubro de 2019

relativa ao regime de auxílios SA.35980 - 2019/C Reino Unido — Reforma do mercado da eletricidade: Mecanismo de capacidade

[notificada com o número C(2019) 7610]

(Apenas faz fé o texto em língua inglesa)

(Texto relevante para efeitos do EEE)

A COMISSÃO EUROPEIA,

Tendo em conta o Tratado sobre o Funcionamento da União Europeia, nomeadamente o artigo 108.o, n.o 2, primeiro parágrafo,

Tendo em conta o Acordo sobre o Espaço Económico Europeu, nomeadamente o artigo 62.o, n.o 1, alínea a),

Após ter convidado as partes interessadas a apresentarem as suas observações em conformidade com os referidos artigos (1) e tendo em conta essas observações,

Considerando o seguinte:

1. PROCEDIMENTO

(1) Em 23 de junho de 2014, na sequência de contactos anteriores à notificação, as autoridades do Reino Unido (RU) notificaram a Comissão, nos termos do artigo 108.o, n.o 3, do Tratado, de uma proposta de medida de apoio aos fornecedores de capacidade no mercado da eletricidade na Grã-Bretanha («GB») (2). Essa medida é designada, na presente decisão, como «a medida».

(2) Em 23 de julho de 2014, a Comissão decidiu não levantar objeções ao regime de auxílios que institui a medida, pelo facto de esse regime estar abrangido pelo artigo 107.o, n.o 3, alínea c), do Tratado e ser, por conseguinte, compatível com o mercado interno (3) («Decisão de 2014»).

(3) O primeiro leilão do mercado de capacidade («mercado de capacidade» ou «CM» — do inglês Capacity Market) a que a medida se refere foi realizado em 16-18 de dezembro de 2014. O leilão tinha em vista o fornecimento de capacidade quatro anos depois, ou seja, em 2018.

(4) Em 15 de novembro de 2018, o Tribunal Geral da União Europeia anulou a Decisão de 2014, no seu acórdão no processo T-793/14 — Tempus Energy e Tempus Energy Technology/Comissão («acórdão do Tribunal Geral»). Em resumo, o Tribunal Geral considerou que, com base na duração e nas circunstâncias em que decorreu a fase de pré-notificação e numa instrução desadequada pela Comissão, na fase da análise preliminar de certos aspetos do mercado de capacidade, mais especificamente no que respeita ao papel e ao tratamento da gestão da procura no mecanismo de capacidade notificado, a Comissão devia ter tido dúvidas quanto à compatibilidade da medida com o mercado interno. Essas dúvidas deviam tê-la levado a instaurar o procedimento previsto no artigo 108.o, n.o 2, do Tratado, permitindo, assim, que as partes interessadas apresentassem as suas observações à Comissão e lhe facultassem as informações pertinentes para poder apreciar melhor a compatibilidade do mercado de capacidade com o mercado interno.

(5) A Comissão recebeu informações suplementares do Reino Unido em 20 de dezembro de 2018.

(6) Em 25 de janeiro de 2019, a Comissão recorreu do acórdão do Tribunal Geral (processo C-57/19). Dado que o recurso não tem efeitos suspensivos, a Comissão reapreciou o CM, a fim de dar cumprimento ao acórdão do Tribunal Geral.

(7) Na sequência dessa reapreciação, a Comissão informou o RU, por ofício de 21 de fevereiro de 2019, de que tinha decidido dar início ao procedimento previsto no artigo 108.o, n.o 2, do Tratado relativamente à medida em causa.

(8) A decisão da Comissão de dar início ao procedimento («decisão de início do procedimento») foi publicada no Jornal Oficial da União Europeia (4). A Comissão convidou as partes interessadas a apresentarem as suas observações.

(9) Por ofício de 12 de abril de 2019, o Reino Unido apresentou à Comissão as suas observações relativas à decisão de início do procedimento. A Comissão recebeu observações de 35 partes interessadas e transmitiu-as ao RU, dando-lhe a oportunidade de se pronunciar. A Comissão recebeu as respostas do RU a essas observações em três ofícios de 7 de junho de 2019, 19 de julho de 2019 e 12 de setembro de 2019.

(10) Em 29 de março de 2017, o Reino Unido apresentou a notificação da sua intenção de se retirar da União, nos termos do artigo 50.o do Tratado da União Europeia (TUE). Nos termos do artigo 50.o, n.o 3, do TUE, os Tratados deixam de ser aplicáveis ao Estado que pretende retirar-se da União a partir da data de entrada em vigor do acordo de saída ou, na falta deste, dois anos após a notificação, a menos que o Conselho Europeu, com o acordo do Estado-Membro em causa, decida, por unanimidade, prorrogar esse prazo. O prazo foi prorrogado duas vezes, a última das quais pela Decisão (UE) 2019/584 do Conselho Europeu (5), que o prorrogou até 31 de outubro de 2019.

(11) Em 11 de janeiro de 2019, pela Decisão (UE) 2019/274 (6), o Conselho autorizou a assinatura do acordo de saída acordado ao nível dos negociadores em 14 de novembro de 2018. Em 17 de outubro de 2019, o Conselho Europeu aprovou o acordo de saída revisto acordado ao nível dos negociadores. Em 21 de outubro, o Conselho, com base numa proposta apresentada pela Comissão (7), alterou a Decisão (UE) 2019/274 de modo que autorize a assinatura do acordo revisto. A União confirmou mais uma vez que está pronta a proceder rapidamente à sua assinatura e celebração, caso o Parlamento do Reino Unido aprove o acordo de saída. A parte IV do acordo de saída prevê um período de transição com início na data de entrada em vigor do acordo, durante o qual o direito da União continuará a ser aplicável ao Reino Unido e no Reino Unido, conforme previsto no mesmo.

(12) Em todo o caso, a presente decisão é aplicável apenas enquanto o direito da União for aplicável ao Reino Unido e no Reino Unido.

2. DESCRIÇÃO PORMENORIZADA DA MEDIDA

2.1. Descrição da medida

(13) Em 2014, o Reino Unido estimou que o mercado da eletricidade da Grã-Bretanha atingiria níveis críticos de adequação da produção por volta de 2017/2018. Por conseguinte, o RU concebeu a medida como um mercado de capacidade em cujo âmbito o gestor da rede organizaria leilões geridos a nível central para obter o nível de capacidade necessário para garantir a adequação da produção.

(14) Inicialmente, os leilões organizados no âmbito da medida apenas estavam abertos a produtores de eletricidade novos e já existentes, a operadores de gestão da procura (demand side response — DSR) e a operadores de armazenamento. A participação dos interconectores só foi permitida a partir do segundo leilão, em 2015.

(15) Aos proponentes selecionados são adjudicados contratos de capacidade, nos termos dos quais recebem uma remuneração regular enquanto o seu contrato estiver em vigor, em contrapartida do compromisso de fornecerem eletricidade durante os períodos de pressão sobre o sistema, se a tal forem solicitados pelo gestor da rede. Estão previstas sanções financeiras se o fornecedor de capacidade não fornecer a quantidade de energia conforme com a capacidade prevista nesse compromisso. A medida é financiada através de uma prestação a cargo dos fornecedores de eletricidade.

(16) O primeiro leilão foi organizado em 2014 com vista ao fornecimento de capacidade em 2018. A este seguiram-se outros três leilões com prazos de concretização de quatro anos («T-4») (em 2015, 2016 e 2017), um leilão com um prazo de concretização de um ano («T-1») (em 2017) e dois leilões transitórios («TA») (em 2016 e 2017).

(17) O RU suspendeu a medida em 15 de novembro de 2018, na sequência do acórdão do Tribunal Geral, referido no considerando 4 e atualmente objeto de recurso. O RU confirmou que não seriam concedidos novos auxílios através de leilões no mercado de capacidade e que os pagamentos relativos aos auxílios concedidos através dos leilões já realizados foram suspensos até que a Comissão tome uma decisão de aprovação da medida.

(18) Todavia, na sequência do acórdão do Tribunal Geral, o Reino Unido adotou as seguintes medidas: a) Em junho de 2019, realizou-se um leilão T-1 de substituição destinado a completar o fornecimento de capacidade no ano de 2019/2020, em resultado do qual foram adjudicados contratos de capacidade condicionais, dependentes da aprovação do auxílio estatal e da adoção das medidas processuais necessárias ao abrigo da legislação que institui o mercado de capacidade; b) Os contratos de capacidade adjudicados em leilões anteriores continuaram a ser respeitados de modo que possibilite, sob reserva de uma decisão positiva sobre o auxílio estatal, o pagamento diferido da capacidade fornecida pelos fornecedores que cumpriram as suas obrigações durante o período suspensivo; c) Estava previsto que os fornecedores de eletricidade continuassem a fazer repercutir sobre os consumidores a prestação a seu cargo, durante o período suspensivo, para poder pagar rapidamente e na totalidade as taxas aplicadas aos fornecedores em dívida relativas a esse período, se o auxílio estatal fosse aprovado; e d) Em 22 de julho de 2019, foram lançados os processos de pré-seleção para um leilão T-1 (ano de fornecimento de 2020/2021), um leilão T-3 (ano de fornecimento de 2022/2023) e um leilão T-4 (ano de fornecimento de 2023/2024), todos previstos para o primeiro trimestre de 2020.

2.2. Base jurídica e disposições governamentais

(19) A medida tem como base jurídica o diploma UK Energy Act 2013 (Lei do Reino Unido de 2013 em matéria de energia). A execução da medida é regida por legislação derivada sob a forma de atos regulamentares: Electricity Capacity Regulations 2014 (Regulamentos de 2014 relativos à capacidade elétrica); Electricity Capacity (Supplier Payments etc.) Regulations 2014 (Regulamentos de 2014 relativos à capacidade elétrica — pagamentos aos fornecedores, etc.) e Capacity Market Rules 2014 (Regras de 2014 relativas ao mercado de capacidade).

(20) O Reino Unido revê regularmente o mecanismo do CM à luz das reações recebidas de cada processo de leilão. Tem também realizado várias consultas públicas para ir melhorando progressivamente o grau de regulamentação de alguns aspetos específicos do regime. A entidade reguladora da energia (Ofgem) também recolhe anualmente as opiniões das partes interessadas sobre eventuais alterações dos aspetos operacionais e administrativos do regime e introduz alterações das regras. Está ainda programada uma revisão mais formal e exaustiva, de cinco em cinco anos, envolvendo o Governo e a Ofgem, para avaliar em que medida o mercado de capacidade atinge efetivamente os seus objetivos e continua a ser a forma de intervenção mais eficaz para os atingir. A revisão visa, entre outros objetivos, analisar as deficiências do mercado subjacentes e divide-se, essencialmente, nas duas fases seguintes: a) A Ofgem realiza análises quinquenais das áreas do mercado de capacidade que estão abrangidas pelas Capacity Market Rules, examinando a eficácia do regime e se os seus mecanismos atuais se adequam aos objetivos prosseguidos, e b) O Governo avalia o mercado de capacidade e os seus objetivos de uma perspetiva mais geral, procurando averiguar se o mercado de capacidade continuará a ser necessário no futuro ou se deve ser progressivamente suprimido e em que medida os seus objetivos poderiam ser alcançados com menos regulamentação. Baseia-se, para o efeito, na sua análise anual, realizada a nível interno, da necessidade de organizar o leilão do mercado de capacidade, bem como nas conclusões das análises da Ofgem, na primeira fase do processo de revisão. O Governo procede a consultas públicas no âmbito deste processo.

(21) Em agosto de 2018, o Governo do Reino Unido iniciou o primeiro processo de revisão quinquenal com a publicação e um convite à apresentação de informações, através do qual solicitava opiniões e dados de caráter geral sobre questões como a persistência da necessidade do CM e a identificação das áreas prioritárias em que se deviam fazer alterações. Em setembro de 2018, a Ofgem publicou uma carta aberta em que pedia que lhe fossem apresentadas opiniões e dados concretos sobre a questão de saber se as regras em vigor continuam a cumprir os seus objetivos. O relatório final da revisão quinquenal realizada pelo Governo do Reino Unido foi publicado em 22 de julho de 2019 (8) e o relatório final da Ofgem em 31 de julho de 2019 (9). Além disso, a Comissão de Ciência e Tecnologia da Câmara dos Comuns do Reino Unido publicou, em 22 de agosto de 2019, um relatório que trata, entre outros, o tema do mercado de capacidade da Grã-Bretanha (10).

(22) A medida é aplicada pelo Governo do Reino Unido, a Ofgem, o organismo de execução (National Grid — «NG»), o organismo pagador (Settlement Body) (uma nova entidade criada ao abrigo da Energy Act 2013, sujeita à orientação e à supervisão do Governo) e o prestador de serviços de liquidação (Elexon). Apresenta-se, em seguida, uma descrição geral e sucinta dos respetivos papéis e responsabilidades.

(23) O Governo do Reino Unido é responsável pela supervisão estratégica do mercado de capacidade e pela alteração dos regulamentos aplicáveis a esse regime, bem como por assegurar uma prestação de contas permanente em relação aos principais aspetos do CM. A regulamentação em vigor abrange, por exemplo, os critérios de elegibilidade gerais para a participação nos leilões do mercado de capacidade, as funções do gestor da rede na execução do mercado de capacidade e a liquidação de pagamentos.

(24) O Governo do Reino Unido elaborou as Capacity Market Rules, mas a Ofgem é responsável pela sua aplicação (tanto o Governo como a Ofgem podem alterar as regras). As Capacity Market Rules incluem regras de ordem técnica e procedimentos relativos à pré-seleção e aos leilões de capacidade, ao teor dos contratos de capacidade e às obrigações dos seus titulares. Quando pondera alterar estas regras, a Ofgem é obrigada a ter em conta um conjunto de objetivos consagrados na regulamentação que garantem a transparência e a confiança na governação do mercado de capacidade. A Ofgem é igualmente responsável pela resolução de litígios suscitados pelos proponentes em relação aos resultados da pré-seleção.

(25) A National Grid é o gestor da rede elétrica. Compete-lhe concretizar o mercado de capacidade, nomeadamente: aconselhando os ministros sobre as perspetivas de segurança do aprovisionamento e recomendando o volume de capacidade a leiloar a fim de cumprir a norma de fiabilidade; procedendo à pré-seleção dos participantes nos leilões, assegurando a parte administrativa dos leilões de capacidade e emitindo os contratos (os denominados «capacity agreements») com os proponentes escolhidos; desenvolvendo e gerindo novos procedimentos de apoio como os alertas do mercado de capacidade.

(26) O Governo do Reino Unido define no direito derivado as funções executivas do gestor da rede, ou seja os «requisitos relevantes» cujo cumprimento é assegurado pela Ofgem. Deste modo, o Governo pode estar seguro dos resultados da execução e a Ofgem tem uma base clara para gerir o desempenho da NG na sua função executiva. Um painel de peritos técnicos assegura um controlo independente das recomendações da NG sobre o volume de capacidade que deve ser leiloado.

(27) O Governo do Reino Unido criou (11) o organismo pagador do mercado de capacidade (Capacity Market Settlement Body), a «Electricity Settlements Company», para assegurar, em última instância, a prestação de contas, a governação e o controlo do processo de liquidação e dos pagamentos efetuados no âmbito dos contratos de capacidade (12). O organismo pagador é uma sociedade anónima de que o Governo é o único acionista (13). Embora seja responsável por organizar a sua própria governação interna, de modo que possa cumprir as obrigações que lhe incumbem, o Governo conserva o controlo global deste organismo (14).

(28) Em fevereiro de 2013, o Governo do Reino Unido anunciou a decisão de subcontratar a Elexon Ltd. através do Jornal Oficial da União Europeia. A Elexon funciona como prestadora de serviços de liquidação, responsável pelo cálculo e a determinação dos pagamentos de capacidade. Nessa função, desempenha um papel semelhante ao que lhe é atualmente atribuído pelo código de balanço e liquidação (Balancing and Settlement Code), ainda que mais limitado. Um contrato entre o organismo pagador e a Elexon descreve pormenorizadamente o serviço a prestar, o custo do mesmo e as modalidades de acompanhamento da execução.

2.3. Beneficiários

2.3.1. Elegibilidade

(29) Os fornecedores de capacidade participam no mercado de capacidade com base em «Unidades do Mercado de Capacidade» (CMU). É ao nível das CMU que se apresentam os pedidos de pré-seleção, se adjudicam os contratos de capacidade, se especificam as obrigações aplicáveis em situações de pressão sobre o sistema e se calculam as sanções ou os pagamentos por superação da capacidade estipulada. Podem participar produtores (novos e já existentes), interconectores, operadores de armazenamento e operadores de gestão da procura.

(30) As unidades de produção (definidas em função do fornecimento de eletricidade, da capacidade de controlo independente, da produção líquida medida através de um ou mais contadores de períodos de meia hora e da capacidade de ligação acima de 2 MW) podem participar individualmente, como CMU isoladas, ou coletivamente, agregando-se a outras unidades de produção elegíveis, nas seguintes condições: a) Todas as unidades fazerem parte da mesma unidade operacional (ou seja, central elétrica); ou b) Todas as unidades estarem ligadas à rede no mesmo ponto de fronteira; trata-se do mesmo local, mas o conceito de unidade operacional não é aplicável; ou c) A capacidade agregada de todas as unidades estar situada entre o limite mínimo (2 MW) e 50 MW (produção efetivamente integrada dispersa por vários locais).

(31) As CMU de gestão da procura são definidas em função do compromisso de reduzir a procura. Entende-se por operador de gestão da procura i) um cliente de eletricidade, diretamente; ii) uma entidade detentora do cliente de eletricidade; ou iii) uma entidade que exerça um controlo contratual em matéria de gestão da procura sobre o cliente de eletricidade. O compromisso deve levar o cliente de eletricidade a reduzir a sua importação de eletricidade (medida através de um contador que regista o consumo de eletricidade a cada meia hora) e/ou a exportar eletricidade produzida através das unidades de produção que possua no local. Os operadores de gestão da procura podem participar individualmente, como uma CMU isolada, ou agregando-se a outros operadores. Além disso, cada elemento deve estar ligado a um contador de períodos de meia hora, devendo a capacidade de gestão da procura total do fornecedor estar compreendida entre 2 MW e 50 MW. O quadro 1 infra mostra os resultados do desempenho da DSR nos leilões realizados antes de julho de 2019. Quadro 1 Desempenho da DSR nos leilões de capacidade realizados antes de julho de 2019 Leilão participado (MW) Contratos obtidos (MW) 2014 T-4 603 174 2015 T-4 673 456 2016 T-4 1 798 1 411 2017 T-4 2 246 1 206 2018 T-4 (15) (susp.) 2 618 Não aplicável 2017 T-1 1 283 443 2018 T-1 (susp.) 2 124 Não aplicável 2019 T-1 (condicional) 1 333 203 2015 TA 619 475 2016 TA 373 312

(32) O mercado de capacidade exclui os fornecedores de capacidade que já recebam apoio de outras medidas. Os fornecedores seguintes não são elegíveis para participar no mercado de capacidade: a) Centrais elétricas com baixas emissões de carbono que recebam apoio através dos contratos diferenciais (Contracts for Difference — CfD) ou das tarifas de aquisição em pequena escala; b) Produtores de eletricidade a partir de fontes de energia renováveis que recebam apoio através da Renewables Obligation (RO), a menos que optem por renunciar aos respetivos pagamentos (estão autorizados a participar quando os seus contratos RO expiram); c) Centrais que recebam o incentivo ao aquecimento à base de energias renováveis (Renewable Heat Incentive (RHI)), uma vez que este foi concebido para complementar a RO e os contratos diferenciais para as energias renováveis; d) Centrais que recebam financiamento do concurso de comercialização da captura e armazenamento de carbono (CAC) do Reino Unido, uma vez que os contratos diferenciais relativos à CAC foram concebidos para lhes prestar o apoio adicional necessário para serem comercialmente viáveis; e) Tecnologias que recebam financiamento da iniciativa NER300 (New Entrants Reserve 300) da UE, destinada a apoiar tecnologias hipocarbónicas emergentes como a CAC e a energia das marés, visto serem igualmente elegíveis para apoios ao abrigo dos contratos diferenciais; f) Centrais às quais a NG tenha adjudicado contratos de 15 anos para fazerem parte da reserva operacional a longo prazo (Short-Term Operating Reserve ou «STOR a longo prazo») imediatamente antes das propostas políticas iniciais de reforma do mercado da eletricidade (EMR) em 2010 e que optem por manter esses contratos.

(33) As empresas que participaram no programa de investimento empresarial (Enterprise Investment Scheme — EIS) e no fundo de capital de risco (Venture Capital Trust — VCT) não estão impedidas de participar no CM, mas estão sujeitas ao critério de não receberem «duplas subvenções» (a fim de evitar a cumulação de auxílios estatais).

(34) Embora a participação direta de capacidades externas não seja autorizada, os interconectores são elegíveis para participar, como CMU, no mercado de capacidade desde o segundo leilão realizado em 2015, em pé de igualdade com os produtores de eletricidade estabelecidos na Grã-Bretanha e os operadores de gestão da procura, e estão essencialmente sujeitos ao mesmo regime de prémios e sanções, bem como a uma redução que reflita o seu contributo para a segurança do aprovisionamento (16). O quadro 2 mostra a participação de CMU de interconexão («CMU IC») nos leilões realizados até à data. Quadro 2 Participação de CMU de interconexão em leilões do CM até à data Tipo de leilão T-4 T-1 Ano do leilão 2015 2016 2017 2018 (susp.) 2018 (susp.) 2019 (condicional) Ano de fornecimento 19/20 20/21 21/22 22/23 19/20 19/20 Número de IC CMU pré-selecionadas 3 5 6 8 3 3 Número de IC CMU selecionadas 2 4 6 Não aplicável Não aplicável 3 Das quais IC CMU novas 0 0 3 Não aplicável Não aplicável 1 Das quais IC CMU existentes 2 4 3 Não aplicável Não aplicável 2 Capacidade das IC CMU selecionadas (GW) 1,86 2,34 4,56 Não aplicável Não aplicável 1,025

(35) Na Decisão de 2014, autorizou-se a não inclusão da capacidade interconectada no primeiro leilão (dezembro de 2014) devido às seguintes limitações: a) Capacidade de aquisição: era necessária uma nova metodologia para reduzir a contribuição dos interconectores no leilão. Era também necessária uma colaboração mais estreita com outros Estados-Membros no que respeita à avaliação da adequação da produção, a fim de eliminar um potencial parasitismo nos casos em que os países tinham normas de fiabilidade diferentes. b) Pré-seleção: nessa altura, o organismo de execução não tinha a possibilidade de completar, de forma independente, a fase de pré-seleção de um fornecedor de capacidade externa. Para tal, seria necessário cooperar com operadores de redes de transporte (ORT) estrangeiros em matéria de medição e verificação, despacho para testes e plataformas de partilha de dados. c) Leilão: o leilão teria ficado aberto ao jogo se a participação de capacidade externa tivesse sido autorizada. Seria necessário adotar uma nova metodologia para limitar a quantidade de capacidade externa até à capacidade reduzida do interconector. Além disso, o limite de aceitação de preços seria provavelmente diferente noutro mercado, o que significa que o preço de equilíbrio de um leilão na Grã-Bretanha poderia não ser adequado para a capacidade noutro mercado e exigir eventualmente a realização de um leilão zonal. d) Fornecimento: a obrigação de fornecer exige que os produtores produzam eletricidade quando é emitido um alerta de quatro horas no mercado de capacidade. Noutro mercado, tal poderia dar lugar a despachos que não obedeçam à ordem de mérito, causando distorções do mercado (17). Esta situação não proporcionaria maior segurança do aprovisionamento ao Reino Unido, num mundo onde o acoplamento de mercados é generalizado, com fluxos de eletricidade que já respondem a preços de escassez.

(36) Apenas em relação ao ano de 2014, na ausência de uma participação direta da capacidade interconectada, a contribuição esperada da mesma em situações de pressão sobre a rede da Grã-Bretanha foi refletida na quantidade de capacidade leiloada. Por exemplo, se nessas situações se previsse que haveria 1 GW disponível proveniente de exportações, o volume da capacidade leiloada no mercado de capacidade seria reduzido em 1 GW. A contribuição dos interconectores não associadas ao CM foi inicialmente avaliada pela NG como sendo igual a zero (float), quando se recomendou o objetivo do T-4 para o ano de fornecimento de 2018/2019, mas depois revista como uma contribuição líquida de 2,1 GW para o leilão T-1.

2.3.2. Processo de pré-seleção

(37) A participação no mercado de capacidade não é obrigatória. Todavia, é obrigatório que todas as capacidades licenciadas e elegíveis participem no processo de pré-seleção, mesmo que não tencionem apresentar propostas. O processo de pré-seleção visa garantir que os participantes no leilão conseguem fornecer a capacidade que propõem e que o gestor da rede pode ajustar a quantidade de capacidade a leiloar com base no volume das capacidades que optam por não participar no leilão.

(38) As capacidades elegíveis que não participem no leilão de capacidade não ficam expostas a sanções por incumprimento, nem são elegíveis para os pagamentos de fornecimentos superiores ao volume estipulado. Tais capacidades têm a possibilidade de voltar a licitar em leilões posteriores e podem participar no mercado secundário. Tal como acontece com as centrais não elegíveis, a quantidade leiloada é reduzida de modo que tenha em conta o volume de capacidade das centrais que optam pela não participação.

(39) Para garantir a disponibilidade de uma capacidade fiável para o ano de fornecimento, o gestor da rede procede a verificações, no âmbito da pré-seleção, antes do leilão, para confirmar a elegibilidade e a possibilidade de licitação de todas as potenciais capacidades. Os requisitos de pré-seleção variam em função dos diferentes tipos de capacidade (por exemplo, em relação à produção e à DSR).

(40) No âmbito do seu pedido de pré-seleção, os proponentes têm de cumprir os requisitos genéricos e específicos para a pré-seleção, os quais variam consoante se trate de uma unidade de produção já existente ou a construir, ou de uma unidade de gestão da procura. Entre os requisitos genéricos figuram elementos administrativos básicos (dados de contacto, situação de licenciamento, estrutura empresarial, localização e declarações dos diretores), sendo que as unidades de produção existentes têm de demonstrar também o seu desempenho histórico. As unidades a construir devem provar que possuem uma licença de construção e um acordo de ligação, bem como um plano de construção detalhado e dados pormenorizados sobre as despesas de capital previstas, em relação à duração do contrato de capacidade pretendido. Têm ainda de constituir um apoio ao crédito (ou seja, uma garantia de licitação ou «bid bond») como prova da seriedade da sua participação no leilão e de disponibilizar uma unidade operacional no início do ano de fornecimento.

(41) Às novas capacidades de produção e às capacidades de gestão da procura não confirmadas (ao contrário das confirmadas (18)) é exigida uma garantia de licitação no valor de 5 000 GBP (cerca de 5 650 EUR) por cada megawatt, no caso dos leilões com prazos de concretização de quatro anos e de um ano, e de 500 GBP (cerca de 565 EUR) por cada megawatt, no caso dos leilões transitórios. No que respeita à DSR, a medida estabelece uma perda da garantia de licitação proporcional ao volume de capacidade que não foi efetivamente fornecido pelos operadores de gestão da procura, desde que estes forneçam pelo menos 90 % do volume de capacidade a que se comprometeram. Embora os operadores de gestão da procura possam agregar várias instalações para atingir o limite mínimo de 2 MW, importa observar que os mesmos devem pagar uma garantia de licitação relativamente à totalidade dos 2 MW, mesmo que apenas uma pequena parte desse volume seja composta por capacidades de gestão da procura não confirmadas. Segundo o Reino Unido, uma CMU só pode ser confirmada como uma unidade isolada, no mesmo dia e no mesmo período de liquidação. Este requisito de confirmação como uma unidade destina-se a minimizar o risco de jogo. De outro modo, os requerentes poderiam ser confirmados em alturas diferentes e criar uma unidade que não conseguisse funcionar em conjunto em períodos de pressão, com os consequentes riscos para a segurança do aprovisionamento.

(42) Na sequência da consulta realizada em março de 2016, o Governo do Reino Unido aumentou para 10 000 GBP/MW o valor da garantia de licitação a constituir antes do leilão para as unidades de produção novas, a fim de contribuir para aumentar a exposição às taxas de rescisão agravadas e para dissuadir as candidaturas especulativas, através da exigência de um maior nível de compromisso antes dos leilões. No entanto, o valor da garantia de licitação a constituir antes do leilão pelas CMU de gestão da procura não confirmadas foi mantido em 5 000 GBP/MW, uma vez que as respostas dadas pelas partes interessadas na consulta indicaram que os agregadores de DSR têm de pagar relativamente mais pela obtenção de garantias de crédito.

(43) O gestor da rede publica os fatores de redução tecnológicos antes do período de pré-seleção. Para a maioria das classes tecnológicas, estes fatores baseiam-se no desempenho histórico de cada tipo de classe nos sete anos anteriores e representam a contribuição média que se espera das centrais, em períodos de pressão sobre o sistema, numa base tecnológica específica. Utiliza-se uma metodologia diferente para algumas classes em que não existem dados históricos ou estes são menos relevantes como uma orientação fiável para o desempenho futuro (por exemplo, interconectores ou tecnologias inovadoras como o armazenamento em baterias). Os fatores pertinentes são aplicáveis a todas as centrais de uma tecnologia específica, independentemente da sua idade ou do seu estatuto. Os fornecedores de capacidade selecionados no leilão de capacidade recebem pagamentos (ao preço de equilíbrio) proporcionais ao seu fator de redução multiplicado pela sua capacidade de ligação (volume que a sua ligação física à rede lhes permite exportar para a mesma). Um dos objetivos do regime de sanções é ajustar o nível dos pagamentos deste desempenho estimado para o desempenho efetivo de cada uma das centrais.

2.4. O processo de leilão

2.4.1. Determinação do volume de capacidade a leiloar

(44) A decisão de organizar os leilões de capacidade é tomada anualmente e baseia-se numa avaliação independente da capacidade elétrica efetuada pelo gestor da rede. Numa perspetiva de 15 anos, a NG avalia a evolução provável das futuras margens de capacidade, a contribuição da capacidade interconectada e da DSR, e recomenda o volume de capacidade necessário para respeitar a norma de fiabilidade a longo prazo. Desta forma, o Governo consegue avaliar anualmente se é ou não necessário organizar um leilão de capacidade.

(45) A decisão quanto ao volume de capacidade a contratar em cada leilão de capacidade é tomada de acordo com uma norma de fiabilidade a longo prazo. Entende-se por norma de fiabilidade um nível de segurança objetivo do aprovisionamento de eletricidade, que serve de base ao estabelecimento de uma curva de procura antes de cada leilão de capacidade.

(46) O Reino Unido observa que nenhuma rede elétrica pode ser 100 % fiável, havendo sempre alguma solução de compromisso entre o custo do fornecimento de capacidade de reserva adicional e o nível de fiabilidade alcançado. O estabelecimento de uma norma de fiabilidade permite que este compromisso seja estabelecido, uma vez que identifica o ponto em que os benefícios de segurança adicionais são superados pelos custos do fornecimento de capacidade. A norma de fiabilidade visa esclarecer os investidores e os participantes quanto aos objetivos do Governo em matéria de segurança do aprovisionamento a longo prazo e ajudar a reduzir os custos para os consumidores. Pretende também impedir que o Governo contrate mais capacidade do que aquela que é economicamente eficiente, evitando uma sobrecontratação de capacidade na Grã-Bretanha.

(47) O Governo do Reino Unido estabeleceu para o mercado de eletricidade da Grã-Bretanha uma norma de fiabilidade a longo prazo equivalente a um valor esperado de perda de carga de 3 horas/ano. Este valor equivale a um nível de segurança da rede de 99,97 %. O valor esperado de perda de carga corresponde ao número de horas/períodos por ano em que é estatisticamente expectável, a longo prazo, que a oferta não responda à procura, e que reflete o nível de capacidade economicamente eficiente. A norma de fiabilidade foi estabelecida a longo prazo, mas o Governo pode revê-la em caso de necessidade.

(48) O gestor da rede define anualmente a quantidade de capacidade necessária para cumprir a norma de fiabilidade e, até 30 de maio, apresenta um parecer ao Governo num relatório sobre a capacidade elétrica (Electricity Capacity Report — ECR). A recomendação sobre a quantidade de capacidade a contratar nos leilões de capacidade para cumprir a norma de fiabilidade baseia-se na avaliação, pela NG, de diferentes cenários para o nível de procura de eletricidade e a quantidade de capacidade fornecida pelas centrais elétricas que não são elegíveis para pagamentos de capacidade, como é o caso da produção com baixos níveis de emissão de carbono, e apresenta a recomendação da NG sobre a necessidade e a quantidade de capacidade a adquirir através do CM para o ano de fornecimento em causa. O relatório da NG é analisado por um painel de peritos técnicos (Panel of Technical Experts — PTE) independente, que emite um parecer dirigido ao Governo sobre a solidez da análise e das recomendações.

(49) O gestor da rede recorre a uma série de cenários de procura e de sensibilidades para ter em conta as incertezas em matéria de condições meteorológicas, disponibilidade de centrais, fluxos dos interconectores e níveis de produção integrada. Deduz, depois, as capacidades que não podem participar no leilão (por exemplo, as centrais elétricas com baixas emissões de carbono que recebam outros apoios) e as que estão abrangidas por contratos de capacidade em vigor (por exemplo, nos casos em que um fornecedor de capacidade tem um contrato plurianual que abrange o ano de fornecimento em causa).

(50) O gestor da rede utiliza, em seguida, uma metodologia de «otimização sólida», que minimiza o pior resultado possível em termos de custo de capacidade e de procura não satisfeita nos diversos cenários e sensibilidades. Desta modelização resulta um conjunto de opções relativas à quantidade a adquirir e uma recomendação.

(51) Na notificação de 2014, o Reino Unido apresentou a previsão descrita no gráfico 1 para uma gama de capacidades que podia ser necessário adquirir no período de 2018 a 2030. O gráfico 2 mostra uma previsão atualizada de dezembro de 2018. Gráfico 1 Estimativas de 2014 da capacidade a adquirir em diferentes cenários (GW) Gráfico 2 Estimativas de 2018 da capacidade a adquirir em diferentes cenários (GW)

(52) O Governo toma a decisão final sobre o volume de capacidade a adquirir em cada leilão com base numa curva da procura, calculada de acordo com a metodologia descrita nos considerandos seguintes.

(53) A curva da procura dá ao Governo alguma flexibilidade quanto à quantidade de capacidade a contratar de ano para ano, em função dos custos. A curva da procura de declive descendente permite encontrar uma solução de compromisso entre a fiabilidade e os custos, de modo que adquira menos capacidade num determinado ano, se o preço for muito elevado. Contribui igualmente para atenuar o risco de jogo porque estabelece um limite de preço para os leilões e proporciona flexibilidade para adquirir menos capacidade se o preço for elevado — os quais reduzem as oportunidades para os participantes aumentarem os preços através do exercício de um poder de mercado.

(54) O Governo publica a curva da procura antes de cada leilão de capacidade. A curva da procura mostra a relação entre o preço da capacidade e o volume de capacidade leiloada a pedido do gestor da rede. Cada curva da procura é construída em torno do nível de capacidade considerado necessário para cumprir a norma de fiabilidade indicada pelo gestor da rede e de uma estimativa do custo razoável da nova capacidade (o custo líquido das novas entradas ou «net-CONE»). A interseção desta capacidade-alvo com o net-CONE marca um ponto na curva da procura. O gráfico 3 infra apresenta um exemplo de curva da procura de capacidade. Gráfico 3 Curva ilustrativa da procura de capacidade Fonte: autoridades do Reino Unido.

(55) O net-CONE é determinado com base no preço de equilíbrio da capacidade que se espera obter no leilão e, se necessário, é revisto para cada leilão, por exemplo com base nas estimativas dos novos custos de engenharia das capacidades de produção novas e nas informações obtidas em leilões anteriores. O custo das novas entradas baseia-se em estimativas do custo de capital das capacidades novas fornecidas por um relatório (19) encomendado pelas autoridades do Reino Unido, tomando como pressupostos uma taxa mínima de rendibilidade de 7,5 % e um período de retorno do investimento de 25 anos.

(56) A par do nível de capacidade-alvo e do net-CONE, outros parâmetros fundamentais da curva da procura são: o limite de preço do leilão (o preço máximo que o Governo está disposto a pagar para adquirir capacidade), o limite de aceitação de preços (o preço máximo a que as centrais existentes podem oferecer capacidade no leilão (20)) e o nível mínimo de oferta necessário para realizar o leilão (um requisito mínimo de concurso). O Governo confirma os parâmetros finais para cada leilão de capacidade imediatamente antes da abertura do período de pré-seleção correspondente.

(57) O limite de preço do leilão determina o ponto mais alto da curva da procura — ou seja, o preço a que não será leiloada mais capacidade. O objetivo de um limite de preço consiste em proteger os consumidores britânicos de problemas imprevistos no leilão, como a falta de concorrência ou o abuso do poder de mercado pelos participantes. No entanto, segundo as autoridades do Reino Unido, a fixação de um limite de preço excessivamente baixo poderia afastar os proponentes e reduzir a concorrência, pelo que é importante fixar o limite de preço num nível que incentive a concorrência no leilão de capacidade e permita que o mercado estabeleça um preço eficiente para as novas capacidades com base na apreciação, pelos participantes, dos riscos e das potenciais remunerações nos mercados da eletricidade e da capacidade. A definição de um limite de preço adequado depende de uma avaliação do grau de incerteza da estimativa central do net-CONE.

(58) Em 2014, o Governo do Reino Unido fixou o limite de preço em 75 GBP/kW. O RU explicou que este limite de preço é superior ao preço de equilíbrio modelizado para o leilão em vários cenários credíveis, mas não suficientemente elevado para permitir que as centrais exerçam um poder de mercado significativo se a participação das capacidades novas for limitada. Procura assegurar também que as capacidades novas não podem querer recuperar integralmente os seus custos fixos na proposta que apresentam no leilão — esta deve ter em conta, pelo menos, os rendimentos do mercado da energia e os pagamentos do mercado de capacidade para além do período de contrato inicial para o projeto ser viável.

(59) O Governo tem ainda outra oportunidade, antes do leilão, para se certificar de que nele haja uma concorrência suficiente. As partes que tenham sido pré-selecionadas para participar no leilão devem comprometer-se, com duas semanas de antecedência, a oferecer capacidade no leilão. O Governo pode rever então a lista de unidades de capacidade que participarão no leilão — tomando em consideração, por exemplo, o volume oferecido, a mistura de tecnologias e a propriedade das unidades oferecidas — e pode cancelar o leilão, se não estiver convencido de que o processo será suficientemente competitivo para beneficiar os consumidores.

2.4.2. Frequência e formato dos leilões

(60) O leilão de capacidade realiza-se todos os anos para o fornecimento num prazo de quatro anos: por exemplo, o leilão de 2014 tinha em vista o fornecimento em 2018/2019, decorrendo o ano de fornecimento entre 1 de outubro de 2018 e 30 de setembro de 2019. Desde a execução da medida em 2014, realizaram-se quatro leilões T-4: em 2014, 2015, 2016 e 2017. O Reino Unidos suspendeu o leilão T-4 programado para 2018, com fornecimento em 2022, na sequência da anulação da Decisão de 2014 da Comissão pelo acórdão do Tribunal Geral. Para assegurar o aprovisionamento em 2022, as autoridades do RU comunicaram em dezembro de 2018 que, no âmbito da medida notificada, iriam organizar, a título excecional, um leilão T-3 em 2019 (ver considerando 18 alínea d) supra).

(61) No ano imediatamente anterior ao ano de fornecimento do leilão principal, realiza-se outro leilão T-1. O processo de determinação da curva da procura para este leilão é idêntico ao do leilão principal (T-4) — sendo a decisão final tomada pelo Governo com base numa análise apresentada pelo gestor da rede. O leilão T-1 garante a aquisição da quantidade de capacidade correta, quando estão disponíveis previsões da procura mais precisas, e é importante para permitir que as capacidades de gestão da procura (que têm dificuldade em participar num leilão quatro anos antes do fornecimento) participem ativamente no mecanismo. Desde a execução da medida em 2014, realizou-se um leilão T-1 no início de 2018 para o ano de fornecimento de 2018/2019 (21). Tal como referido refere no considerando 18, alínea a), supra, realizou-se um leilão T-1 condicional, suplementar, de substituição em junho de 2019 para o ano de fornecimento de 2019/2020.

(62) Alguma capacidade é retirada dos leilões T-4 e «reservada» para os leilões T-1. Em 2014 e 2015, a quantidade de capacidade reservada baseou-se numa avaliação da capacidade de gestão da procura rentável que poderia participar nos leilões e foi publicamente divulgada quando a curva da procura para o leilão T-4 foi publicada (2,5 GW). Em março de 2016, o Governo do Reino Unido procedeu a uma revisão da metodologia utilizada para determinar a capacidade reservada para o leilão T-1. Na sequência dessa revisão, foi acordada uma nova metodologia de «reserva de capacidade», baseada na aplicação de um intervalo de confiança de 95 % em torno da recomendação anual da National Grid para os leilões T-4, apresentada no ECR, a qual vem sendo utilizada desde 2016. Ao modelizar o processo de minimização das perdas (Least Worst Regrets — LWR) no ECR, a National Grid calcula um intervalo de confiança de 95 % em torno da recomendação de capacidade. O quadro 3 infra apresenta o volume reservado para os leilões T-1. Quadro 3 Reserva para o leilão T-1 e capacidade de aquisição no T-1 (GW) Ano de fornecimento Objetivo de aquisição no leilão T-4 Capacidade reservada ao T-1 Objetivo de aquisição no leilão T-1 Quantidade adquirida no leilão T-1 2018/2019 48,6 2,5 4,9 5,79 2019/2020 (leilão condicional) 44,7 2,5 2,7 3,68 2020/2021 51,7 0,6 Não aplicável Não aplicável 2021/2022 49,2 0,4 Não aplicável Não aplicável

(63) Se a procura baixar entre os leilões T-4 e os leilões T-1, o volume de capacidade leiloado no leilão T-1 é reduzido. No entanto, uma vez que os leilões T-1 proporcionam uma melhor via de acesso ao mercado para a DSR, em 2014 o Governo do Reino Unido comprometeu-se a leiloar pelo menos 50 % da capacidade reservada quatro anos antes. No leilão T-1 para o ano de fornecimento de 2018/2019, o volume de capacidade adquirido foi mais do dobro da capacidade reservada quatro anos antes (4,9 GW em comparação com os 2,5 GW inicialmente previstos) e no leilão condicional T-1 para o ano de fornecimento de 2019/2020, o objetivo de aquisição também foi superior à capacidade inicialmente reservada (2,7 GW em comparação com 2,5 GW).

(64) O Governo do Reino Unido espera organizar leilões de capacidade T-4 e T-1 todos os anos, mas só pode tomar uma decisão definitiva sobre a realização ou não de um leilão de capacidade quando a pré-seleção para o mesmo está concluída.

(65) O Governo do Reino Unido pode cancelar ou adiar o leilão em qualquer momento, até se iniciar a primeira ronda do leilão. Se não o cancelar, este avança automaticamente. Depois de se iniciar o leilão, o Governo só pode rejeitar o seu resultado se existir uma suspeita razoável de que a NG, enquanto organismo de execução, não geriu o leilão de acordo com os regulamentos e as regras. Se o Governo não cancelar o leilão, este é automaticamente validado. Depois de se iniciar o leilão, o Governo não tem poderes para influenciar o seu resultado.

(66) Todos os leilões do mercado de capacidade são descendentes, com preço uniforme, sendo todos os participantes escolhidos pagos de acordo com o critério da última proposta aceite. Os leilões são geridos com base em regras previamente definidas. No início do leilão, o leiloeiro anuncia um preço elevado e os participantes elegíveis apresentam as suas ofertas para indicar a quantidade de capacidade que estão dispostos a fornecer a esse preço. Este processo é repetido várias vezes segundo um calendário pré-determinado até se encontrar o preço mais baixo em que a procura corresponda à oferta. É pago o mesmo preço de equilíbrio a todos os adjudicatários (pay-as-clear model) São ainda tomadas várias medidas para minimizar os riscos de jogo e assegurar resultados eficazes.

(67) Quando decidem o volume de capacidade que irão fornecer a um dado preço de capacidade, os participantes devem ter em conta a possibilidade de obterem rendimentos no mercado da energia. Os rendimentos esperados do mercado da energia variam de fornecedor para fornecedor em função das suas previsões quanto aos fatores de carga, aos preços grossistas e aos preços do combustível e do carbono.

(68) Em 2014, o Reino Unido considerava que a gestão da procura assente na redução do consumo («turn-down» DSR), a gestão da procura baseada na produção e a produção integrada (ou ligada à rede de distribuição) (até 50 MW) eram setores emergentes que necessitavam de apoio suplementar para se prepararem para a concorrência nos principais leilões do CM. Em consequência, foram realizados dois leilões transitórios (TA) para 2016 e 2017 com o intuito de os apoiar. Embora o primeiro leilão transitório estivesse efetivamente aberto às três categorias de capacidade acima referidas, o êxito obtido pela produção integrada (ou ligada à rede de distribuição) e pela DSR derivada da produção no primeiro TA e nos leilões T-4 de 2014 e 2015 levou o RU a considerar que esses participantes tinham maturidade suficiente para competirem eficazmente nos leilões principais do CM contra outros tipos de capacidade, sem necessitarem de mais apoio específico. Excluiu, por conseguinte, estes recursos do segundo (e último) leilão TA, permitindo apenas a participação da DSR assente na redução do consumo. Além disso, para o segundo TA, o Reino Unido anunciou que tinha decidido experimentar se a adoção de um limite de participação mais baixo (ou seja, 500 kW em vez de 2 MW) poderia alterar o regime do mercado de capacidade a longo prazo de forma benéfica para todos os participantes. O quadro 4 mostra os resultados do TA. Quadro 4 Contratos de aquisição de capacidade (reduzida, MW) através dos leilões transitórios 1.o leilão TA 2.o leilão TA Produção ligada à rede de distribuição 328 não aplicável Total DSR, do qual 475 312 — DSR derivada da produção 322 não aplicável — DSR assente na redução do consumo: — Incluindo capacidade < 2 MW 153 — não aplicável 312 — 8,5 (representando 8 CMU) Total 803 312

(69) O quadro 5 mostra, relativamente a cada leilão realizado desde 2014, a quantidade a adquirir recomendada pela NG, o volume a atingir aprovado pelo Secretary of State e a quantidade finalmente adquirida nos leilões T-4 e T-1. Quadro 5 Necessidades de capacidade (GW) Quantidade a adquirir recomendada pela National Grid no ECR Recomendação da National Grid ajustada da quantidade a adquirir no leilão após a pré-seleção Quantidade a adquirir Volume a atingir aprovado pelo Secretary of State Quantidade adquirida no leilão T-4 2014 53,3 48,6 48,6 49,3 (22) T-4 2015 47,9 44,7 45,4 46,4 T-4 2016 49,7 51,1 51,7 52,4 T-4 2017 50,5 49,2 49,2 50,4 T-1 2017 6,3 4,9 4,9 5,79 T-1 2019 (leilão condicional) 4,6 4,3 (novembro de 2018) 2,3 (maio de 2019) 2,7 3,6

2.4.3. Tomadores de preços

(70) Para atenuar o poder de mercado no leilão, os potenciais fornecedores de capacidade que tenham sido pré-selecionados são classificados como «tomadores de preços» (que não podem licitar acima de um limite relativamente baixo) ou como «fixadores de preços» (que podem fazê-lo). Os fornecedores de capacidade existentes são tomadores de preços por defeito. Os novos intervenientes e os recursos de gestão da procura são classificados como fixadores de preços e podem licitar livremente até ao limite de preço global do leilão. Segundo o Reino Unido, esta distinção reforça os incentivos para os participantes apresentarem propostas correspondentes ao valor real da sua capacidade e reduz o risco de as centrais existentes com menores custos procurarem fixar um preço elevado nos anos em que a entrada de novos operadores no mercado não é necessária. O Reino Unido alega que se deve fixar o limite para os tomadores de preços num nível que abranja a maioria das centrais existentes, mas que seja suficientemente baixo para atenuar o risco de jogo. O limite para os tomadores de preços foi fixado em 25 GBP/kW (50 % do net-CONE), um valor suficientemente elevado para abranger a maioria das centrais existentes. Em 2014, os modelos elaborados pelo Reino Unido indicaram que cerca de 80 % das centrais existentes seriam abrangidas. O quadro 6 mostra que, na realidade, foram cerca de 60 % as centrais existentes abrangidas pelo limite para os tomadores de preços. O montante de 25 GBP/kW também é significativamente inferior ao custo esperado das novas entradas. Em consequência, um limite de 25 GBP/kW para os tomadores de preços também atenua o risco de jogo. Quadro 6 Centrais existentes abrangidas pelo limite para os tomadores de preços desde 2014 Leilão Central existente abrangida pelo limite para os tomadores de preços Capacidade (MW) % Preço de equilíbrio (GBP/kw) 2014 T-4 25 007 67 19,40 2015 T-4 39 286 80 18,00 2016 T-4 29 548 56 22,50 2017 T-4 31 099 57 8,40 2017 T-1 2 306 29 (23) 6,00 2019 T-1 (condicional) 1 758 (24) 49 0,77

(71) As centrais existentes que tenham custos particularmente elevados podem ser autorizadas a participar como fixadores de preços (e licitar acima do limite para os tomadores de preços), mas devem apresentar uma justificação para a necessidade de um maior nível de pagamento (por exemplo, um certificado do conselho de administração e um plano de negócio apresentado ao conselho de administração do fornecedor). A justificação deve ser apresentada à Ofgem e pode ser utilizada em eventuais investigações relativas a um abuso do poder de mercado.

(72) Os fornecedores existentes que apresentem propostas de preço superior ao limite para fixadores de preços e não obtenham um contrato de capacidade no leilão, mas continuem em atividade no ano de fornecimento, são suscetíveis de ser investigados pela Ofgem, que pode utilizar as informações apresentadas em leilão juntamente com a proposta de preço.

(73) Os novos intervenientes podem fixar um preço sem justificarem a sua proposta, mas, se houver a perceção de que procuram exercer o seu poder de mercado, essa situação também possa ser investigada pela Ofgem no âmbito da sua função normal de controlo do cumprimento da legislação. O nível de licitação está, em qualquer caso, sujeito ao limite de preço fixado na curva da procura disponibilizada antes do leilão.

2.4.4. Duração do contrato de capacidade

(74) Aos fornecedores de capacidade selecionados no leilão são adjudicados contratos de capacidade ao preço de equilíbrio. A duração dos contratos de capacidade disponíveis varia de modo que assegure a igualdade de condições de concorrência entre os fornecedores de capacidade.

(75) A maioria dos fornecedores de capacidade existentes acede a contratos de um ano. Os fornecedores de capacidade de produção com despesas de capital superiores a um limite inicial de 125 GBP/kW (renovação de centrais) são elegíveis para contratos de capacidade de 3 anos no máximo. Os fornecedores de capacidade de produção com despesas de capital superiores ao montante inicial de 250 GBP/kW (novas centrais) são elegíveis para contratos de capacidade de 15 anos no máximo. Estes limites são revistos anualmente e sofreram ligeiros aumentos ao longo do tempo, situando-se em 135 GBP/kW e 270 GBP/kW, respetivamente, em dezembro de 2018. Os contratos superiores a um ano só estão disponíveis para os participantes nos leilões T-4.

(76) Para garantir segurança regulamentar e fomentar a confiança dos investidores nos mecanismos, as principais condições dos contratos de capacidade estão salvaguardadas por «direitos adquiridos» (25) (sob reserva de regulamentação futura em contrário, embora até agora não tenha havido alterações desse tipo). Essas condições principais são as seguintes: a) Duração do contrato; b) Preço da capacidade e direito a pagamento; c) Obrigação de capacidade e valor de redução; d) Etapas cumpridas e taxas de rescisão aplicáveis; e) Responsabilidade máxima pelas sanções.

(77) O Reino Unido alega que a concessão de contratos de capacidade de duração mais longa aos novos intervenientes é justificada pelo intuito de promover a entrada de novos operadores concorrentes no mercado. A oferta de um contrato a longo prazo aos novos intervenientes no mercado permite-lhes obter um financiamento a menor custo para o seu investimento. O RU considera que tal permite também atenuar as barreiras à entrada no caso das empresas independentes que não podem financiar o seu investimento em novas capacidades com rendimentos provenientes de outra central da sua carteira. Ao encorajarem a concorrência no mercado de capacidade, os contratos a longo prazo podem, por conseguinte, ajudar a reduzir os custos suportados pelos consumidores nos mercados da energia e de capacidade. Segundo as autoridades do Reino Unido, a oferta de contratos a longo prazo deverá igualmente reduzir o risco de que os participantes com despesas de investimento ou de renovação elevadas procurem recuperar esses custos na íntegra durante a vigência de um contrato de um ano.

2.5. Mercado secundário (negociação)

(78) Entre o leilão e o fornecimento, bem como no(s) ano(s) de fornecimento, os participantes podem ajustar a sua posição através de negociação, por exemplo, assumindo uma maior ou menor obrigação, ou encontrando capacidades alternativas para dar resposta a carências temporárias. A negociação secundária é um instrumento importante para as partes gerirem o risco de exposição a sanções no mercado de capacidade. No âmbito do mercado de capacidade são permitidas diversas formas de negociação secundária: negociação financeira, reafetação do volume e negociação de obrigações.

2.6. Fornecimento

(79) O mercado de capacidade obedece a um modelo de «energia fornecida»: os fornecedores de capacidade são obrigados a fornecer energia sempre que necessário para garantir a segurança do aprovisionamento, ou seja, em situações de pressão real sobre o sistema. Se não o fizerem, estão sujeitos sanções. O modelo inclui também a realização de testes físicos de capacidade adicionais. A incapacidade de demonstrar o nível de capacidade necessário todas as vezes que são obrigados a fazê-lo leva à retenção dos pagamentos de capacidade até que essa demonstração seja feita.

2.6.1. A obrigação dos contratos de capacidade

(80) No âmbito da obrigação dos contratos de capacidade, entende-se por períodos de pressão sobre o sistema quaisquer períodos de meia hora em que exista controlo da tensão ou deslastre de carga controlado em algum ponto da rede durante 15 minutos ou mais. Os fornecedores são obrigados a determinar a sua própria resposta nessas alturas e evitar violar o código ou as condições da licença existentes. Até à data, o gestor da rede emitiu apenas dois avisos do mercado de capacidade, em 31 de outubro de 2016 e 7 de novembro de 2016. A medida devia ter funcionado plenamente, pela primeira vez, no inverno de 2018/2019.

(81) Para assegurar que os participantes conseguem gerir de forma adequada o risco de exposição a sanções, por exemplo o risco de várias centrais avariarem simultaneamente, o gestor da rede publicou um aviso de pressão sobre o sistema através de um «alerta do mercado de capacidade», baseado na metodologia descrita nas Capacity Market Rules (8.4.6) (26). A menos que um alerta tenha sido emitido, um período de escassez não desencadeia a aplicação de sanções do mercado de capacidade ou a realização de pagamentos por superação da capacidade estipulada.

(82) Os contratos de capacidade obrigam os participantes a fornecer uma determinada quantidade de eletricidade. A obrigação de um fornecedor em períodos de pressão é calculada com base nas obrigações que tenha assumido através dos leilões T-4 e T-1, acrescidas de eventuais obrigações secundárias assumidas para os períodos específicos em que ocorrem episódios de pressão.

(83) Nos períodos de pressão antecedidos por um alerta do mercado de capacidade emitido com pelo menos quatro anos de antecedência, as obrigações dos fornecedores seguem a carga («load following»). Tal significa que apenas são obrigados a produzir eletricidade ou reduzir a procura até ao nível total da sua obrigação se, para satisfazer a procura, for necessário fornecer toda a capacidade prevista nos contratos celebrados no mercado. Num período de pressão em que apenas 70 % dessa capacidade total seja necessária para satisfazer a procura, cada fornecedor apenas é obrigado a produzir eletricidade ou reduzir a procura até 70 % da sua obrigação de capacidade.

(84) Segundo as autoridades do Reino Unido, as obrigações de seguimento da carga são adequadas para que os produtores terem incentivos para funcionarem eficientemente no mercado e são proporcionais aos danos causados aos consumidores por qualquer carga não distribuída. Se todos os participantes corressem o risco de sofrerem sanções relativas ao total da sua obrigação de fornecimento de capacidade sempre que houvesse pressão sobre o sistema, o mercado de capacidade geraria sinais para que as centrais se preparassem para produzir mesmo que fosse economicamente ineficiente fazê-lo — aumentando as emissões e as faturas dos consumidores.

2.6.2. Sanções

(85) O regime de sanções visa incentivar os fornecedores de capacidade a fornecerem energia sempre que necessário. As unidades com desempenho inferior ao esperado são penalizadas, enquanto as que excedem o nível esperado são remuneradas pela superação da capacidade estipulada, pelo que, no final do ano, os pagamentos de capacidade de cada unidade refletem aproximadamente o desempenho da mesma. O regime de sanções é constituído por três elementos principais: a) Um limite de responsabilidade mensal de 200 % dos rendimentos obtidos mensalmente pelo fornecedor no mercado de capacidade, o qual, atendendo à ponderação dos pagamentos mensais em função da procura da rede, pode expor os fornecedores a sanções que podem atingir 20 % dos seus rendimentos anuais em qualquer mês; b) Um limite geral anual de 100 % dos rendimentos anuais; c) Uma taxa sancionatória correspondente a 1/24 avos dos pagamentos de capacidade anuais de um fornecedor.

2.6.3. Regime de testes

(86) O regime de sanções é complementado por um rigoroso sistema de demonstrações de desempenho destinado a garantir que os fornecedores de capacidade conseguem fornecer energia quando necessário e que só recebem pagamentos de capacidade se forem fiáveis. Isto é especialmente importante nos anos de fornecimento sem períodos de pressão, em que os testes ao desempenho dos fornecedores asseguram que estes são fisicamente capazes de cumprir as suas obrigações de capacidade.

2.7. Orçamento, financiamento da medida e fluxos de pagamentos

(87) O quadro 7 mostra um resumo dos resultados dos vários leilões do mercado de capacidade realizados desde 2014, incluindo os leilões transitórios (TA). Quadro 7 Resumo dos resultados dos leilões do mercado de capacidade Leilão Capacidade adquirida em leilão GW Preço de equilíbrio GBP/kW Orçamento total da capacidade afetada em leilão (27) Milhões de GBP T-4 2014 49,3 19,40 1 734 T-4 2015 46,4 18,00 1 082 T-4 2016 52,4 22,50 2 012 T-4 2017 50,4 8,40 500 T-1 2017 5,8 6,00 35 T-1 2019 (condicional) 3,6 0,77 3 TA 2016 0,8 27,50 22 TA 2017 0,3 45,00 14

(88) Nos termos do artigo 6.o, n.o 1, dos Regulamentos de 2014 relativos à capacidade elétrica (pagamentos aos fornecedores, etc.), todos os fornecedores licenciados devem pagar uma taxa de fornecedor do mercado de capacidade para financiar os custos do CM (ou seja, as despesas com o financiamento dos pagamentos de capacidade aos fornecedores) de acordo com o seguinte processo: a) Os pagamentos são definidos em função da procura da rede — pelo que os fornecedores de capacidade recebem uma maior percentagem dos seus pagamentos nos meses de procura elevada (ou seja, durante o inverno) e uma percentagem menor nos períodos de baixa procura. b) Três meses antes de o ano de fornecimento começar, os fornecedores preveem a sua procura entre as 16 e as 19 horas durante a semana, do início de novembro até ao fim de fevereiro, e comunicam essas estimativas ao organismo pagador. c) As taxas aplicadas aos fornecedores são determinadas com base na sua quota de mercado prevista, sendo cobradas taxas mensais aos fornecedores licenciados com o intuito de harmonizar o perfil de pagamento com os fornecedores de capacidade. As taxas são calculadas com base na procura registada entre as 16 e a 19 horas durante a semana, nos meses de inverno, de modo que incentive os referidos fornecedores a reduzirem a procura de eletricidade por parte dos seus clientes durante os períodos em que esta é geralmente mais elevada. Tal deveria levar a uma diminuição da capacidade necessária e, logo, a uma redução dos custos do mercado de capacidade. d) As taxas aplicadas aos fornecedores são atualizadas de modo que reflita os dados reais referentes à quota de mercado, assim que ficam disponíveis, tal como acontece com o atual processo de conciliação do Balancing and Settlement Code (BSC). Este processo de conciliação prolonga-se por 14 meses, enquanto são recebidos os dados da procura revistos.

(89) Todos os fluxos de pagamento associados ao mercado de capacidade, para todos os participantes, são calculados e administrados pelo organismo pagador, assistido por um prestador de serviços de liquidação (Elexon). O papel e as responsabilidades do organismo pagador e da Elexon são descritos na secção 2.2.

(90) Os pagamentos de capacidade são determinados pelos montantes fixados no contrato de capacidade de cada fornecedor, segundo os resultados do leilão em causa, para cada ano de fornecimento: os pagamentos de capacidade correspondem ao volume de capacidade que os fornecedores de capacidade escolhidos propuseram no leilão de capacidade, multiplicado pelo preço de equilíbrio.

(91) Os fundos recebidos pelo organismo pagador são depositados numa conta bancária não remunerada dos serviços bancários do Estado. O organismo pagador é igualmente responsável por receber, conservar e (se necessário) devolver qualquer garantia depositada por produtores de eletricidade recém-construídos ou por operadores de gestão da procura no âmbito do processo de pré-seleção, antes de cada leilão de capacidade.

(92) Os principais fluxos financeiros de e para o organismo pagador são os seguintes: a) A partir do exercício financeiro de 2015/2016, os fornecedores são obrigados a pagar mensalmente ao organismo pagador as denominadas «settlement body charges». A «taxa do organismo pagador» cobre os custos administrativos da manutenção da função de liquidação do mercado de capacidade suportados pelo organismo pagador (e pelo seu agente). A cobrança desses pagamentos segue o exercício financeiro do Reino Unido, que decorre de abril a março, ou seja, num calendário distinto de outros fluxos de pagamentos do mercado de capacidade, sujeitos ao exercício de capacidade de outubro a setembro. b) Os fornecedores são obrigados a apresentar uma garantia de crédito antes do início de cada mês do ano de fornecimento. A garantia deve ser equivalente a 110 % da sua taxa de fornecedor mensal e visa assegurar a continuidade dos fluxos de pagamentos ao fornecedor de capacidade em caso de incumprimento por parte de um fornecedor. c) Os fornecedores são obrigados a pagar uma «taxa de fornecedor mensal» ao organismo pagador, o mais tardar, no prazo de 24 dias úteis a contar do final de cada mês do ano de fornecimento. A taxa de fornecedor mensal é uma obrigação imposta aos fornecedores (através de uma condição da sua licença de fornecimento) para financiar o mercado de capacidade. d) Caso não desempenhem satisfatoriamente as suas obrigações de capacidade e num período de pressão que ocorra durante o ano de fornecimento, os fornecedores de capacidade são obrigados a pagar uma sanção pecuniária ao organismo pagador, o mais tardar, no prazo de 24 dias úteis a contar do final do mês. e) O organismo pagador paga aos fornecedores uma «remuneração da capacidade», ou seja, um montante determinado em função da sua obrigação de capacidade (o volume estabelecido no leilão de capacidade), no prazo de 29 dias a contar do final de cada mês do ano de fornecimento. Todos os pagamentos aos fornecedores são financiados pelas receitas das taxas aplicadas aos fornecedores licenciados. Caso um fornecedor de capacidade não tenha pago a sua sanção pecuniária, o pagamento que lhe é devido fica retido até a sanção ser saldada. Os pagamentos efetivos aos fornecedores têm em conta as eventuais obrigações negociadas entre a data do leilão e o período de fornecimento. f) Caso os fornecedores de capacidade excedam o volume previsto nas suas obrigações de capacidade durante um período de pressão ocorrido no ano de fornecimento, o organismo pagador procede a um «pagamento por superação da capacidade estipulada». Os pagamentos por superação da capacidade estipulada devidos a cada fornecedor de capacidade são calculados no final do exercício de capacidade e pagos com os fundos recolhidos sob a forma de sanções ao longo desse ano. Este facto não aumenta o nível global dos pagamentos de capacidade num dado exercício, uma vez que os pagamentos por superação da capacidade estipulada compensam as sanções cobradas por incumprimento da capacidade. g) Se for caso disso, o organismo pagador devolve aos fornecedores um «montante residual das sanções». Trata-se do rendimento remanescente após os pagamentos por superação da capacidade acumulados ao longo do exercício terem sido efetuados de acordo com a taxa necessária.

2.8. Adequação da produção na Grã-Bretanha

2.8.1. O mercado da eletricidade na Grã-Bretanha

(93) Em 1 de abril de 2005, o Reino Unido introduziu na Grã-Bretanha um conjunto único de mecanismos de comércio e transporte grossista de eletricidade, os BETTA (British Electricity Trading and Transmission Arrangements). Os BETTA baseiam-se no comércio bilateral entre os produtores, os fornecedores, os consumidores e os comerciantes de eletricidade, e no autodespacho pelos participantes em vez do despacho a nível central.

(94) No âmbito dos BETTA, os contratos de eletricidade são acordados, nos mercados de futuros, desde vários anos até 24 horas antes de um determinado período de meia hora de fornecimento. As bolsas de eletricidade a curto prazo e os intermediários de energia dão aos participantes a oportunidade de ajustarem as suas posições contratuais desde uma a 24 horas antes do fornecimento. Todas as transações são bilaterais e pagas ao preço registado na bolsa de eletricidade ou acordado a nível bilateral, ou através de um intermediário.

(95) Nos termos dos BETTA, o preço grossista da eletricidade remunera os produtores pela eletricidade e capacidade que fornecem, cabendo aos investidores a decisão de investir com base nas suas expetativas de recuperação dos custos desse investimento através da venda de eletricidade no mercado grossista da eletricidade.

(96) Mais próximo do fornecimento, há um mecanismo de balanço através do qual o gestor da rede aceita ofertas e propostas de eletricidade em tempo quase real. Este mecanismo permite que o gestor da rede equilibre a oferta e a procura. No momento do «fecho», uma hora antes de cada período de fornecimento de meia hora, os produtores são obrigados a informar o gestor da rede a respeito da energia que estão contratualmente obrigados a fornecer e da produção esperada de cada central. Os fornecedores (retalhistas) devem declarar a quantidade que se comprometeram por contrato a comprar e que deverá corresponder à quantidade que os seus clientes irão previsivelmente consumir. Por último, através de um processo de liquidação de desvios são efetuados pagamentos de e aos participantes no mercado cujas posições contratadas não correspondam à sua produção ou ao seu consumo de eletricidade efetivamente medidos. Outros custos de balanço do sistema são igualmente liquidados. Os participantes têm de pagar um preço de compensação dos desvios ou preço de «cash-out» (acerto de contas) relativamente penalizador, se as posições contratualizadas não corresponderem ao seu consumo ou produção efetivos. Por conseguinte, o preço da compensação dos desvios ou «cash-out» incentiva os participantes a ajudarem a equilibrar o sistema em tempo real.

(97) No final de dezembro de 2017, o Reino Unido possuía, no total, 81,3 GW de capacidade de produção de eletricidade. Além disso, o RU possui quatro interconectores que permitem o comércio com a Europa: Inglaterra-França (2 GW de capacidade), Inglaterra-Países Baixos (1 GW), Irlanda do Norte-Irlanda (0,6 GW) e País de Gales-Irlanda (0,5 GW) (28). O interconector NEMO, entre a Inglaterra e a Bélgica (1 GW), ficou operacional em 31 de janeiro de 2019.

2.8.2. Problemas de adequação da produção

(98) A norma de fiabilidade exprime-se em termos de valor esperado de perda de carga (Loss of Load Expectation — LOLE). Isto implica o estabelecimento de uma norma para determinar o número médio de horas por ano em que, num ano normal, não é esperado que a procura seja satisfeita pela oferta. O LOLE representa o número de horas por ano em que, a longo prazo, é estatisticamente previsível que a oferta não consiga satisfazer a procura. Trata-se de uma abordagem probabilística — ou seja, a quantidade efetiva variará em função das circunstâncias do ano em causa, por exemplo se o inverno é mais ou menos frio, se um número invulgarmente elevado de centrais elétricas deixam de funcionar em dada altura, a eletricidade produzida a partir da energia eólica durante os picos de procura e todos os outros fatores que afetam o equilíbrio entre a oferta e a procura de eletricidade. Todavia, ao interpretar este parâmetro, importa ter em conta que um certo nível de perda de carga não é equivalente à mesma quantidade de interrupções no fornecimento de energia. Na maioria dos casos, a perda de carga é gerida sem impactos significativos nos consumidores. Um LOLE superior a três horas é o nível crítico estabelecido pelo Reino Unido.

(99) Na notificação, o Governo referiu que, independentemente da abordagem de modelização escolhida, é muito difícil prever com total confiança as perspetivas futuras da segurança do aprovisionamento de eletricidade devido à sensibilidade da previsão a pressupostos fundamentais como a procura de eletricidade, as decisões de retirada de capacidades, a construção de novas centrais, a contribuição dos interconectores e os fatores de disponibilidade de diferentes tecnologias.

(100) Aquando da notificação da medida, em 2014, o Reino Unido declarou que na avaliação da capacidade elétrica realizada em 2013 pela Ofgem, se demonstrava que o LOLE iria atingir 9 horas em 2015/2016 (embora dizendo que o impacto no cenário de elevada disponibilidade da produção convencional era reduzido), recuperando depois para voltar a aumentar em 2018/2019. Nessa altura, o RU considerou que os diversos cenários demonstravam a incerteza existente, indicando o cenário com valores mais elevados que haveria um LOLE superior a 3 horas em 2018/2019, situação que justificava claramente uma intervenção, no entender do Reino Unido. O cenário de referência da Ofgem previa 0,75 GW de exportações líquidas durante o inverno. Gráfico 4 Valor esperado de perda de carga e norma de fiabilidade, apresentados pelo Reino Unido na sua notificação de 2014 Fonte: Ofgem, análise do DECC.

(101) O Reino Unido declarou ainda que o Department of Energy and Climate Change (DECC) do Reino Unido também tinha realizado simulações do investimento na produção de eletricidade até 2030. O cenário de base do DECC sem mercado de capacidade apresentava uma tendência semelhante à análise da Ofgem até 2016/2017. Após 2016/2017, o cenário de base do DECC previa uma tendência descendente das margens de capacidade, que se prolongaria até ao início da década de 2020. Os modelos elaborados pelo DECC partiram do pressuposto de que os interconectores forneceriam 2,9 GW adicionais até 2030 e que os interconectores, em termos líquidos (ou seja, considerando todas as capacidades de interconexão no seu conjunto), não importariam nem exportariam nos períodos de pico da procura. Gráfico 5 Estimativas a longo prazo das margens de capacidade reduzida, apresentadas pelo Reino Unido na sua notificação de 2014 Fonte: Ofgem 2013, análise do DECC de 2013.

(102) O Reino Unido considera que a análise realizada pelo Governo e uma análise separada apresentada pela National Grid demonstram que o CM continua a ser necessário para assegurar o cumprimento da norma de fiabilidade com um LOLE de 3 horas. Quando se exclui o CM da modelização, é provável que a norma de fiabilidade seja violada todos os anos incluídos nos modelos.

(103) No âmbito nos cenários energéticos futuros (29), a NG elabora um cenário de base de 5 anos para a reforma do mercado da eletricidade (EMR) com o objetivo de avaliar a capacidade que deve ser adquirida nos leilões do mercado de capacidade. Em dezembro de 2018, a NG apresentou um conjunto revisto de pressupostos para avaliar o impacto que a inexistência do CM no Reino Unido produziria no cenário de base. Segundo a avaliação da NG, sem o mercado de capacidade, o LOLE variaria entre 3 e 7 horas, entre 2019/2020 e 2023/2024.

(104) O Department of Business, Energy, and Industrial Strategy (BEIS) do RU efetuou uma análise, independentemente da National Grid, utilizando as recomendações mais recentes por esta formuladas no ECR (ECR2018), em conjunto com as informações comerciais do BEIS e a sua avaliação económica das centrais. A análise conclui que o LOLE previsto viola a norma de fiabilidade com um LOLE de 3 horas todos os anos até 2030 (LOLE entre 3 e 345 horas, entre 2019/2020 e 2029/2030).

2.8.3. Razões subjacentes aos problemas de adequação da produção

(105) O Reino Unido alega que há duas grandes deficiências do mercado que explicam o problema de adequação da produção descrito na secção anterior.

(106) A primeira deficiência do mercado reside no facto de a fiabilidade ser um bem público. Os clientes não podem escolher o nível de fiabilidade que desejam, uma vez que o gestor da rede não os pode desligar seletivamente e que os consumidores não reagem à evolução dos preços grossistas em tempo real. Por conseguinte, é previsível que os fornecedores de capacidade não assegurem o nível de fiabilidade mais indicado do ponto de vista social se não houver uma intervenção. Este facto pode implicar também custos elevados para a sociedade devido à falta de fiabilidade do aprovisionamento de eletricidade. Esses custos seriam externos se não forem imputados aos produtores de eletricidade.

(107) A segunda deficiência do mercado reside no problema da «falta de dinheiro» (missing money). Este conceito foi identificado e descrito em estudos académicos e afeta os mercados apenas centrados na energia (30). Teoricamente, num mercado apenas centrado na energia, a questão de os consumidores não poderem escolherem o nível de fiabilidade que desejam poderia ser resolvida permitindo que os preços aumentem para um nível que reflita o valor médio da energia não distribuída, ou seja, o nível de preços que os consumidores já não estariam dispostos a pagar pela energia, e que os produtores de eletricidade recebam rendas de escassez. Na prática, porém, é possível que um mercado apenas centrado na energia não consiga transmitir os sinais de mercado corretos para garantir a máxima segurança do aprovisionamento e permitir a obtenção pelos investidores do financiamento necessário para os projetos de construção de novas capacidades. Tal significa que, por si só, os rendimentos do mercado de eletricidade podem não dar origem a suficientes investimentos em capacidade devido à «falta de dinheiro». Há dois motivos para que isto aconteça: a) A impossibilidade de os preços refletirem a escassez: os atuais preços grossistas da energia não são suficientemente elevados para refletir o valor da capacidade adicional necessária em períodos de escassez. Tal deve-se ao facto de as taxas aplicadas aos produtores que se desviaram do volume de capacidade contratualizado no mecanismo de balanço (cash-out) não refletirem integralmente o custo das medidas de balanço tomadas pelo gestor da rede (p.ex., a redução da tensão). b) A incerteza quanto ao aumento dos preços, mesmo que este seja possível: em situações em que os preços no mercado grossista da energia deveriam atingir níveis elevados, os investidores receiam que o Governo/entidade reguladora do mercado reaja ao que considere ser um abuso do poder de mercado, por exemplo introduzindo um limite de preço. Receiam igualmente que os preços pura e simplesmente não aumentem — por exemplo, se a capacidade eólica for superior ao previsto, reduzindo as oportunidades de distribuição de capacidades mais caras produzidas a partir de fontes de energia não renováveis.

(108) O Reino Unido sustenta que a «falta de dinheiro» não é um problema teórico. Historicamente, os preços de acerto de contas da Grã-Bretanha não excederam 938 GBP/MWh. O RU alega que recentes situações de escassez no mercado da Grã-Bretanha provam igualmente que os preços não subiram para os níveis que seriam de esperar. O Governo do RU e a Ofgem encomendaram um estudo independente para estimar o valor da energia não distribuída (VEND), o qual concluiu que o valor médio, para os consumidores, da prevenção de cortes nos períodos de pico de procura na rede ronda os 17 000 GBP/MWh (31).

(109) O Reino Unido afirma que as deficiências do mercado são agravadas a curto e médio prazo pelos planos de encerramento muito rápido das capacidades existentes: segundo o cenário central da NG, se os rendimentos do CM deixassem de estar disponíveis, em 2019/2020 poderiam ser encerradas capacidades, num volume de até 8 GW, das centrais de carvão e gás natural existentes em 2018/2019.

2.8.4. Medidas adicionais destinadas a garantir a adequação da produção

(110) Além da medida notificada, o Reino Unido tomou e continua a tomar várias medidas, no mercado de eletricidade da Grã-Bretanha, com o intuito de colmatar as deficiências do mercado enunciadas na secção anterior. As três principais iniciativas referidas na notificação do RU são a seguir enumeradas.

(111) A primeira medida referida pelo Reino Unido tinha por objetivo reduzir as necessidades globais de eletricidade e melhorar a reatividade da procura dos consumidores. O RU afirmou estar a tomar medidas para reduzir as necessidades globais de eletricidade, por exemplo através do regime Green Deal and Energy Company Obligation. O RU procura igualmente oportunidades para incentivar reduções da procura a longo prazo (que o Governo designa por Electricity Demand Reduction ou EDR) e reduções da procura a curto prazo, como o nivelamento e a modulação da procura (que o Governo designa por demand side response ou DSR). Em especial, o RU está empenhado em garantir que todas os agregados familiares e pequenas empresas do país recebam um contador inteligente até ao final de 2020 (32). Os contadores inteligentes permitem aplicar as tarifas em função da hora do dia (time-of-use — ToU), com redução dos preços da energia nos períodos de baixo consumo. A primeira tarifa ToU estática do Reino Unido foi introduzida pela Green Energy no início de 2017 e oferecia aos clientes que tivessem contadores inteligentes uma taxa de eletricidade muito mais baixa durante a semana, no período noturno. Contudo, essa tarifa não reflete os custos grossistas reais, o que permitiria que os consumidores reagissem em tempo real (33). Além disso, após os trabalhos anteriormente realizados e um convite à apresentação de informações, em julho de 2017, o Governo do Reino Unido e a Ofgem publicaram, em conjunto, o Smart Systems & Flexibility Plan (plano de sistemas inteligentes e flexibilidade) (34). Este plano descreve os princípios subjacentes à abordagem do RU para promover a transição para um sistema inteligente e flexível, e 29 ações a realizar pelo Governo, a Ofgem e/ou a indústria.

(112) A segunda medida consiste na reforma dos mecanismos de acerto de contas (cash-out). Os preços dos desvios, ou de acerto de contas, incentivam os participantes no mercado a assegurarem que os volumes de eletricidade que vendem ou consomem correspondem aos volumes que se comprometeram por contrato a vender ou consumir. O RU sustenta que a reforma do funcionamento do mercado contribui para garantir a segurança do aprovisionamento.

(113) Em 2012, a Ofgem lançou a Electricity Balancing Significant Code Review (EBSCR) (Revisão significativa do código de balanço do mercado da eletricidade) (35), a fim de dar resposta a várias preocupações de longa data a respeito dos fatores que têm diminuído os preços dos desvios. A Ofgem adotou e publicou a sua decisão política final em maio de 2014 (36). As reformas dos mecanismos de acerto de contas são as seguintes: a) Os preços de acerto de contas tornaram-se «marginais» ao serem calculados com base nas medidas mais caras que o gestor da rede adota para equilibrar o sistema. Este método foi introduzido gradualmente, prevendo-se na primeira etapa que os preços fossem calculados, a partir de novembro de 2015, com base na média das principais medidas do gestor da rede equivalentes a 50 MWh (e não 500 MWh). A partir de novembro de 2018, os preços passaram a ser calculados com base nas principais medidas equivalentes a 1 MWh; b) Foi incluído um custo para os cortes de energia e a redução de tensão nos cálculos do preço de acerto de contas com base no valor da energia não distribuída (VEND) para os clientes. Este custo foi introduzido por etapas, começando por 3 000 GBP/MWh a partir de novembro de 2015 e por 6 000 GBP/MWh a partir de novembro de 2018; c) O método de determinação do preço dos custos de reserva foi aperfeiçoado ao refletir o valor que a reserva representa para os consumidores em períodos de pressão sobre o sistema. Para o efeito, introduziu-se uma função de determinação do preço de escassez da reserva, que atribui um preço à reserva, quando esta é utilizada, com base na escassez existente na rede (37); d) Foi introduzida uma mudança no sentido de haver um único preço de acerto de contas em cada período de pagamento, para simplificar o sistema e reduzir os custos dos desvios, em especial para as partes com menor dimensão.

(114) A Ofgem publicou uma revisão da primeira fase da EBSCR (38). Desde a execução da primeira fase, o preço médio dos desvios (cash out price) diminuiu. A maioria dos preços dos desvios situa-se agora em 20-30 GBP/MWh e não em 30-40 GBP/MWh como acontecia anteriormente. Contudo, o preço dos desvios tornou-se mais volátil. O preço máximo nos dois anos anteriores à reforma foi de 429,10 GBP/MWh, ao passo que após a reforma passou a ser de 1 528,72 GBP/MWh.

(115) O Governo do Reino Unido considera que o mercado de capacidade e a reforma dos mecanismos de acerto de contas têm papéis distintos, mas complementares, na busca da segurança do aprovisionamento de eletricidade. É melhor continuar com o mercado de capacidade e apoiar a reforma dos mecanismos de acerto de contas do que depender apenas desta última pelas seguintes razões: a) Embora a reforma dos mecanismos de acerto de contas deva reforçar os incentivos ao investimento no mercado da energia a longo prazo, é previsível que tenha menos impacto nos níveis globais de investimento a curto e médio prazo (39). Esta é uma consequência de os produtores de eletricidade venderem a maior parte da sua energia em mercados de futuros. No entanto, ao longo do tempo, a reforma dos mecanismos de acerto de contas fará aumentar os preços nos mercados de futuros, à medida que os produtores de eletricidade explorem as oportunidades de arbitragem entre os mercados de futuros e o preço no mecanismo de balanço; b) A reforma dos mecanismos de acerto de contas não pode dar resposta ao maior risco para o investimento em capacidade térmica, num momento que o setor da eletricidade se está a descarbonizar: a capacidade térmica funcionará cada vez mais como reserva e terá de recuperar os seus custos fixos através da obtenção de preços elevados nas poucas ocasiões em que há escassez e os preços sobem muito; c) Na prática, os investimentos podem depender de um mercado líquido para a negociação de «opções de fiabilidade» em torno de um preço em tempo real — em que os fornecedores pagam aos produtores de eletricidade um preço fixo em troca da opção de comprar a energia a um preço de exercício. É pouco provável que esta questão se coloque no âmbito da reforma dos mecanismos de acerto de contas levada a cabo pela Ofgem, uma vez que o mercado, mesmo após a atual reforma desses mecanismos, continua a ser um quase-mercado em que o acerto de contas é determinado através de procedimentos administrativos complexos, mas pode desenvolver-se se for introduzido um mercado de balanço da energia elétrica que funcione como um mercado de referência sólido para a negociação das opções (40); d) Não é certo que os investidores confiem na manutenção dos novos mecanismos. Isto acontece porque, quando se permite que os preços aumentem muito, a entidade reguladora tem cada vez mais dificuldade em avaliar se os preços muito altos resultam de um funcionamento eficiente do mercado ou de especulação. Em consequência, os produtores de eletricidade podem ter relutância em oferecer energia a preços elevados (por recearem uma investigação por abuso de mercado), ou prever que as autoridades públicas intervenham futuramente para impedir que as subidas de preços se tornem mais frequentes; e) Caso as reformas dos mecanismos de acerto de contas sejam adotadas e corrijam as deficiências do mercado de forma eficaz, a existência de preços de acerto de contas mais agressivos é suscetível de reduzir os custos de aquisição de capacidade através do CM, de modo que diminua até zero o preço pago em leilão; f) Embora, uma vez concluída, a reforma dos mecanismos de acerto de contas pudesse levar ao aumento dos preços em períodos de escassez, o elevado nível de incerteza inerente às situações de escassez faz com que a dependência em exclusivo de rendas de escassez altas seja uma estratégia arriscada para os investidores que queiram construir novos projetos de grande dimensão. O CM proporciona aos novos projetos um pagamento estável e regular por períodos de até 15 anos, reduzindo os riscos para os investidores e incentivando o investimento em capacidades novas e já existentes.

(116) A terceira medida referida pelo Reino Unido completa o mercado interno da energia e contribui para aumentar os níveis de interconexão. O RU transpôs o Terceiro Pacote da Energia para a legislação nacional e afirmou estar a contribuir para a elaboração de códigos de rede. Em especial, os códigos de rede da UE relativos ao mercado, que harmonizam os prazos em que a capacidade é atribuída e transacionada, introduzirão um conjunto normalizado de regras de mercado em toda a Europa e promoverão a realização de um mercado da energia competitivo a nível pan-europeu. O RU alega que esta evolução poderá incentivar o investimento em interconectores através de uma utilização mais eficiente dos ativos. Observa, ainda, que na Grã-Bretanha o nível de interconexão aumentou de 4 %, em 2014, para 6 % da capacidade total instalada, em 2019, nomeadamente quando o interconector NEMO ficou operacional em 31 de janeiro de 2019, e que poderá aumentar para 9 % até 2021 (41).

(117) O Reino Unido afirmou também que estava a participar ativamente no processo de identificação de projetos transfronteiriços prioritários de dois em dois anos, tal como previsto no «Regulamento RTE-E». Estes projetos prioritários obtiveram o estatuto de «projetos de interesse comum» (PIC) que lhes permitiu beneficiar de procedimentos de planeamento e autorização potencialmente mais rápidos, potenciais incentivos regulamentares e um possível acesso ao apoio financeiro do Mecanismo Interligar a Europa.

(118) O projeto Integrated Transmission Planning and Regulation (ITPR) da Ofgem ficou concluído em 2015 (42), tendo estabelecido o processo de avaliação das opções de rede (Network Options Assessment — NOA) e a publicação dos relatórios anuais da NOA. A análise do gestor da rede fornece melhores informações aos promotores de interconectores, incluindo os locais onde as novas capacidades de interconexão podem ser mais facilmente instaladas. A nova função inclui também a análise de propostas de interconexão específicas e a apresentação à Ofgem das respetivas avaliações de impacto.

2.9. Duração

(119) A Energy Act 2013 não prevê uma data de termo para o mercado de capacidade. Contudo, a autorização do auxílio estatal é válida por um período de dez anos (43) a contar da data em que a medida foi pela primeira vez executada, em 2014 (44).

2.10. Motivos para dar início ao procedimento

(120) Embora o mercado de capacidade tenha sido notificado pelas autoridades do RU antes da sua execução, a Decisão de 2014 que autoriza o regime foi anulada pelo Tribunal Geral. À luz do acórdão do Tribunal Geral que anulou a Decisão de 2014, a execução do auxílio em causa até o dito acórdão ser proferido deve ser considerada ilegal (45).

(121) Em conformidade com a Comunicação da Comissão relativa à determinação das regras aplicáveis à apreciação dos auxílios estatais concedidos ilegalmente (46), a Comissão apreciou a compatibilidade da medida com o mercado interno, desde dezembro de 2014 a novembro de 2018 e no futuro, com base nas condições estabelecidas na secção 3.9 das Orientações relativas a auxílios estatais à proteção ambiental e à energia 2014-2020 («EEAG») (47), que enuncia as condições específicas para o auxílio à adequação da produção, aplicáveis desde 1 de julho de 2014.

(122) O processo de adoção de uma nova decisão pode ser retomado no ponto exato em que a ilegalidade ocorreu (48).

(123) À luz das conclusões do acórdão do Tribunal Geral de que a Comissão devia ter tido dúvidas quanto à compatibilidade de determinados aspetos da medida com o mercado interno, a Comissão decidiu dar início ao procedimento formal de investigação.

(124) Com base nas informações disponíveis e nos elementos descritos na decisão de início do procedimento, a Comissão pediu esclarecimentos e apelou à apresentação de observações sobre os seguintes temas, em particular: a) Adequação da medida: (1) se a medida estava suficientemente aberta a todos os fornecedores de capacidade relevantes, em especial aos operadores de gestão da procura, devido às diferenças na duração aplicável dos contratos, à garantia limitada para o volume de capacidade reservada ao leilão T-1 e ao nível mínimo de capacidade exigido para a participação; (2) se a participação da capacidade interconectada deve continuar a ser limitada pela utilização de um modelo baseado em interconectores. b) Proporcionalidade da medida: (1) se a medida foi proporcionada devido às diferenças de tratamento potencialmente discriminatórias dos operadores de gestão da procura, relativamente aos produtores de eletricidade, em termos de duração dos contratos; (2) se o método de recuperação dos custos não incentivou suficientemente os consumidores para reduzirem o seu consumo durante os picos de procura e, por conseguinte, não minimizou o montante total de auxílio. c) Prevenção de efeitos negativos na concorrência e nas trocas comerciais: (1) se a medida evitou esses efeitos, uma vez que os contratos a longo prazo estavam reservados às unidades de produção, limitando a abertura da medida, e que a participação direta de capacidades externas ainda não era permitida no mecanismo de capacidade da Grã-Bretanha.

3. OBSERVAÇÕES DAS PARTES INTERESSADAS

(125) A presente secção resume as observações que a Comissão recebeu, durante o período de consulta, de 35 partes interessadas, nomeadamente as que operam no setor da energia (empresas de produção convencional, interconectores, produtores de energia renovável e operadores de gestão da procura, bem como associações setoriais e organizações não governamentais), a Ofgem e a National Grid.

3.1. Objetivo de interesse comum e necessidade da medida

(126) Embora na decisão de início do procedimento a Comissão não tenha abordado explicitamente as questões do objetivo comum ou da necessidade da medida, algumas partes interessadas comentaram especificamente essas questões. A maioria apoiou o objetivo e a necessidade da medida. Algumas concordaram simplesmente com a conclusão preliminar da Comissão na decisão de início do procedimento, mas outras: a) Referiram as análises efetuadas pela Rede Europeia dos Operadores das Redes de Transporte de Eletricidade (REORT para a eletricidade), pelo Governo do Reino Unido, pela National Grid e por terceiros, que demonstram que, sem o mercado de capacidade, a norma de fiabilidade do RU não seria cumprida; b) Afirmaram que, mesmo tendo em conta a recente evolução do mercado da energia (por exemplo, a introdução de contadores inteligentes), o mercado de capacidade continuava a ser necessário; ou c) Explicaram que o mercado de capacidade transmitia um importante sinal de apoio ao investimento em novas capacidades e na manutenção das existentes.

(127) No que respeita ao papel e ao potencial da gestão da procura (DSR), algumas partes interessadas apontaram a participação de um volume crescente de DSR nos leilões como uma prova de que o mercado de capacidade foi corretamente concebido e não coloca obstáculos à DSR. Várias partes interessadas sublinharam igualmente o papel positivo dos leilões transitórios para incentivar o crescimento da DSR, designadamente por terem encerrado com preços mais elevados e não estarem abertos a outros fornecedores de capacidade.

(128) Outras partes interessadas questionaram a necessidade do CM, alegando que: a) Passaria a haver excesso de oferta no mercado do Reino Unido. As observações destacaram a abordagem conservadora adotada pela National Grid nas previsões da procura e da oferta, as elevadas margens de capacidade para o inverno de 2018/2019, o baixo nível do LOLE, as garantias dadas pelo Reino Unido em relação à segurança do aprovisionamento nesse inverno, os baixos preços obtidos nos leilões e o crescimento significativo da interconexão; b) O mercado apenas centrado na energia asseguraria mais eficazmente a adequação da produção, sobretudo depois de o Reino Unido realizar reformas como a instalação de contadores inteligentes, a reforma dos mecanismos de acerto de contas e os períodos de contagem de meia hora. Uma parte interessada referiu o mercado australiano apenas centrado na energia como um exemplo de que a volatilidade dos preços grossistas transmite sinais claros para investir na gestão da procura; c) O CM perpetuaria o problema da «falta de dinheiro» ao baixar os preços de escassez, os quais são necessários para incentivar o investimento na DSR e no armazenamento. Vários documentos referiram a evolução dos preços da eletricidade na sequência do acórdão do Tribunal Geral como uma prova desse efeito de diminuição dos preços; d) A Comissão deveria avaliar exaustivamente o potencial da DSR, ao longo de uma década, e o impacto do CM nesse potencial. Remetendo para os estudos, afirmam que i) se os contadores inteligentes e outros dispositivos úteis forem amplamente disseminados, em 2025 talvez fosse possível transferir 15 GW de procura doméstica num dia de pico da procura durante o inverno; ii) as estimativas de um modelo de 2012 indicavam que os clientes industriais podiam disponibilizar uma capacidade de 4-5 GW de DSR; enquanto iii) o potencial de DSR de todos os edifícios não domésticos e não industriais variava, segundo as estimativas de 2012, entre 1,2 e 4,4 GW num dia de pico de procura no inverno; iv) em 2050, poderia ser disponibilizado até 1 GW de DSR em Londres. Consideram também que a participação da DSR nos leilões do CM é baixa, tendo obtido apenas 1,37 % do total da capacidade leiloada. Por último, algumas partes interessadas criticaram os leilões transitórios (TA) dizendo que não são suficientes para promover a DSR, devido à exclusão dos operadores de gestão da procura que tenham contratos no âmbito dos leilões a longo prazo e ao facto de o segundo TA ter sido limitado à DSR assente na redução do consumo, não sendo, por conseguinte, suficiente para promover este tipo de DSR a longo prazo. Disseram lamentar também que o Reino Unido não tivesse prolongado o TA por mais dois anos.

3.2. Adequação da medida

3.2.1. Escolha do instrumento

(129) Uma parte interessada alegou que o CM era suscetível de apresentar várias incoerências com o Regulamento (UE) 2019/943 porque i) o Reino Unido já terá realizado a maioria das reformas do mercado da energia necessárias para evitar um CM e ii) se subsistirem problemas de capacidade residuais, seria preferível uma reserva estratégica.

3.2.2. Remuneração unicamente do serviço de pura disponibilidade de capacidade

(130) Algumas partes interessadas alegaram que as atuais disposições de notificação antes dos períodos de pressão (ou seja, avisos de quatro horas, sendo o calendário e a gravidade do período de pressão identificados ex post) são desvantajosas para os ativos descentralizados, incluindo a DSR. Sugeriram, assim, que o Reino Unido deve estudar a introdução de um mecanismo de despacho ou de mais alertas antes de um período de pressão.

(131) Algumas partes interessadas afirmaram que o atual regime de sanções pode não ser suficientemente forte para garantir uma resposta efetiva dos fornecedores de capacidade nos períodos de pressão sobre o sistema.

(132) Certas partes interessadas alegaram que basear a definição de períodos de pressão num modelo de «energia fornecida» viola o disposto no ponto 225 das EEAG e permite que os fatores de redução sejam manipulados de forma a discriminar as tecnologias com baixas emissões de carbono (eólica e solar) e as tecnologias alternativas (como o armazenamento).

3.2.3. Abertura da medida a todos os fornecedores de capacidade relevantes

3.2.3.1. Potencial discriminação dos operadores de gestão da procura devido à ausência de contratos de fornecimento delimitados no tempo

(133) Algumas partes interessadas alegaram que a exigência de que os titulares de contratos de capacidad