ERC suspende mercado de reservas das Filipinas após custos elevados pressionarem contas de luz

Suspensão em 14 de outubro mira reservas à vista de alto custo

A Comissão Reguladora de Energia das Filipinas (ERC) determinou a suspensão das operações do mercado de reservas a partir de 14 de outubro de 2026, às 00h05, após concluir que a compra de energia de reserva pelo mercado estava elevando os custos para os consumidores. Somente nas Visayas, as compras no mercado de reservas totalizaram P19,59 bilhões em 2025 e acrescentaram P1,29 por quilowatt-hora (kWh) às tarifas de eletricidade, ante P0,02 por kWh das reservas contratadas.

A medida interrompe a programação comercial e a liquidação de reservas à vista, mas não o próprio mercado à vista de eletricidade. As reservas já garantidas por contratos aprovados continuarão em operação. A National Grid Corporation of the Philippines (NGCP), a Philippine Electricity Market Corporation (PEMC) e a Independent Electricity Market Operator of the Philippines (IEMOP) devem propor um novo modelo para o mercado de reservas em até seis meses.

A suspensão permanecerá em vigor até novas determinações da ERC. Assim, o prazo de seis meses é para a apresentação de uma proposta, e não uma data confirmada para a retomada das negociações. A agência reguladora informou que coordenou a medida com o Departamento de Energia (DOE).

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

"Esta é uma intervenção corretiva e temporária, não um recuo em relação ao mercado de reservas", disse Juan.

O objetivo imediato é retirar as caras compras de reservas à vista dos encargos por serviços ancilares, mantendo capacidade de reserva suficiente para estabilizar a rede. A eventual redução expressiva na conta total de uma residência também dependerá dos custos de geração, dos encargos de reserva restantes e de outros componentes da conta.

O que para e o que continua em operação

Os serviços ancilares são a capacidade de reserva e outros serviços usados para manter o equilíbrio entre oferta e demanda de eletricidade. Eles ajudam a rede a responder quando uma usina geradora para de funcionar de repente ou quando a demanda muda. São diferentes da eletricidade comprada regularmente para atender residências e empresas.

A NGCP pode obter esses serviços pelo mercado de reservas ou por meio de contratos de aquisição de serviços ancilares (ASPAs). Esses contratos garantem capacidade de fornecedores a tarifas aprovadas. O mercado de reservas, que iniciou as operações comerciais em janeiro de 2024, permite comprar e vender reservas pelo WESM.

Isidro E. Cacho Jr., vice-presidente de operações de negociação da IEMOP, disse que a suspensão de outubro se aplica às reservas à vista, enquanto as reservas contratadas permanecem em operação. A programação e o despacho do componente de reservas à vista serão interrompidos.

Os relatos divergem na descrição das medidas temporárias. Alguns afirmam que a contratação de reservas ficará restrita à capacidade coberta por contratos existentes. Outro relato também aponta a capacidade designada de operação obrigatória, remunerada pelo critério de recuperação de custos, como opção para necessidades não cobertas por esses contratos. Essa capacidade teria de operar para garantir a confiabilidade, e não para obter o preço do mercado de reservas.

Essa distinção importa porque o fim das compras à vista não elimina a necessidade de reservas da rede. Os contratos existentes e qualquer capacidade designada ainda precisam atender a essa exigência operacional.

Os números regionais de custos por trás da decisão

A análise da ERC identificou diferenças substanciais entre as compras no mercado e as reservas contratadas em 2025. Luzon gastou P24,53 bilhões no mercado de reservas, valor descrito como o dobro do custo dos serviços ancilares obtidos por contratos bilaterais. As Visayas gastaram P19,59 bilhões, enquanto Mindanao gastou P3,71 bilhões.

Os totais do mercado de reservas nas três regiões somam P47,83 bilhões. Luzon respondeu por cerca de 51%, e as Visayas, por aproximadamente 41%. O maior gasto total ocorreu em Luzon, mas os números das Visayas mostram um impacto especialmente acentuado nas tarifas de eletricidade.

O impacto tarifário de P1,29 por kWh nas Visayas foi 64,5 vezes maior que os P0,02 por kWh atribuídos às reservas contratadas. Os preços das reservas na região chegaram a cerca de P21 por kWh. O preço de compra de um serviço de reserva e sua contribuição para a conta do consumidor são medidas diferentes; portanto, não se deve interpretar P21 como o valor acrescentado a cada unidade de eletricidade consumida por uma residência.

Mindanao apresenta uma comparação mais complexa. Os P3,71 bilhões em custos do mercado de reservas foram P190 milhões inferiores aos P3,90 bilhões incorridos por meio de ASPAs, ou cerca de 4,9% a menos. Ainda assim, a ERC afirmou que o mercado teve maior peso nas tarifas dos consumidores nas três regiões. O gasto total, por si só, não permite estabelecer o efeito relativo nas contas sem os dados correspondentes de quantidades e critérios de alocação.

Uma medida divulgada separadamente aponta que o preço médio das reservas em Mindanao foi de P21,11 por kWh em 2025, ante P4,39 por kWh no fim de 2024. Isso equivale a cerca de 4,8 vezes o nível anterior. Esses preços de reservas não devem ser confundidos com o preço da energia no WESM de Mindanao em setembro, de P12,61 por kWh.

Por que reduzir o preço-teto não foi suficiente

Antes de suspender o mercado, os reguladores reduziram o preço-teto das ofertas de reserva de P32.000 para P25.000 por megawatt-hora (MWh). Como 1 MWh equivale a 1.000 kWh, esses limites correspondem a P32 e P25 por kWh. A redução foi de cerca de 21,9%, mas a ERC afirmou que ela não resolveu o problema.

A agência reguladora apontou um problema de contratação além da questão dos preços: os altos pagamentos no mercado à vista desestimulavam os fornecedores a assinar ASPAs firmes a preços mais baixos. Com isso, o atendimento às necessidades de reserva ficou mais exposto a compras de mercado voláteis.

Um preço-teto define a oferta máxima permitida. Por si só, ele não garante capacidade contratada suficiente nem elimina as condições que mantêm os preços próximos desse limite. Assim, a reformulação determinada vai além de outro ajuste no teto e abrange as necessidades de reserva, as regras de contratação e a forma como os custos são repassados aos consumidores.

A ERC também quer que as contratações se baseiem em previsões de necessidades futuras de reserva para apoiar investimentos, inclusive em armazenamento por baterias e outras capacidades flexíveis. O desafio é oferecer pagamentos previsíveis pelos recursos de que a rede precisa sem repetir os altos encargos ao consumidor que motivaram a suspensão.

Prazo de 30 dias para identificar lacunas nas reservas

A NGCP recebeu a determinação de avaliar as necessidades de reserva não cobertas pelos acordos existentes e designar capacidade de operação obrigatória em até 30 dias. Também deve buscar contratos para atender a toda a necessidade de reserva, usando previsões que levem em conta as demandas futuras.

Essa tarefa é distinta da incumbência de reformular o mercado em seis meses, compartilhada pela NGCP, PEMC e IEMOP. O prazo mais curto trata da lacuna operacional imediata; o mais longo diz respeito à estrutura do mercado.

As instruções divulgadas não informam datas específicas para esses prazos, e a suspensão não tem uma data fixa para terminar. Ainda não foram especificados o volume de necessidades de reserva não atendidas, as instalações que serão designadas nem os pagamentos resultantes pela recuperação de custos.

Juan disse que a ERC e o DOE pretendiam manter as reservas contratadas e de operação obrigatória, ao mesmo tempo que alterariam as regras de contratação e de cobrança dos consumidores. Ele também apresentou o objetivo declarado pela agência reguladora para a reabertura do mercado.

"Estamos suspendendo o mercado agora para que ele possa voltar mais forte, com um modelo melhor e uma oferta confiável de reservas a um preço que os consumidores possam pagar", disse Juan.

Contrato de bateria em Cebu mostra uma alternativa

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

O sistema de armazenamento de energia em baterias de 44,72 MW da EAUC fornecerá até 13 MW de reserva de regulação e 13 MW de reserva de contingência. A reserva de regulação ajuda a administrar as mudanças rotineiras de oferta e demanda; a reserva de contingência dá suporte à rede após uma perda repentina de geração. Uma bateria pode responder rapidamente a ambas as necessidades.

A posição divulgada para reservas firmes nas Visayas era de 40 MW de reserva de regulação diante de uma exigência de 67 MW, e de 67,3 MW de reserva de contingência diante de uma exigência de 75 MW. Esses números indicam lacunas de 27 MW e 7,7 MW, respectivamente. A capacidade firme deve estar disponível conforme o contrato, que prevê penalidades em caso de descumprimento.

Se estiver totalmente disponível e for adicionada a esses números, a contribuição de 13 MW da EAUC para a reserva de regulação reduziria a lacuna para 14 MW. A contribuição para a reserva de contingência superaria a lacuna informada de 7,7 MW, embora a programação e a disponibilidade efetivas ainda determinem quanta reserva a rede poderá utilizar.

A tarifa provisória é de P5,28 por kWh para ambos os serviços, cerca de um quarto do parâmetro de aproximadamente P21 por kWh do mercado de reservas das Visayas. A comparação sugere um preço cotado muito menor para o serviço, não uma redução garantida na mesma proporção nas contas residenciais.

As Visayas registraram 123 alertas amarelos e vermelhos entre janeiro e o início de setembro de 2026. Juan disse que o pedido recebeu prioridade porque reservas firmes adicionais poderiam reduzir a possibilidade de alertas e interrupções.

Preços da energia subiram apesar do aumento da oferta

A suspensão das reservas ocorre ao mesmo tempo que a alta dos preços da energia, mostrando por que a redução nos encargos por serviços ancilares talvez não se traduza diretamente em queda equivalente nas contas totais. No período de faturamento de 26 de agosto a 25 de setembro, o preço médio do sistema no WESM subiu de P7,21 para P7,43 por kWh, alta de 3,1%.

A oferta média aumentou 2,4%, para 20.209 MW, enquanto a demanda cresceu 1,8%, para 14.188 MW. Rica O. Cagnayo, analista do mercado de energia da IEMOP, atribuiu a variação de preços a interrupções na geração, restrições na rede e mudanças nos fluxos de energia em corrente contínua de alta tensão (HVDC).

Os relatos também informam separadamente uma margem média de oferta de 3.957 MW, ante 3.779 MW em agosto. Essa margem não corresponde à simples diferença entre os totais informados de oferta e demanda, que é de 6.021 MW. Como a base de cálculo não foi explicada, as duas medidas não devem ser tratadas como equivalentes.

O preço em Luzon subiu 5,7%, de P4,90 para P5,18 por kWh. A oferta aumentou 4,3%, para 15.114 MW, e a demanda cresceu 2,6%, para 9.899 MW. Apesar da maior disponibilidade de oferta, interrupções em grandes usinas ajudaram a elevar os preços.

Nas Visayas, a oferta permaneceu em 2.201 MW, enquanto a demanda aumentou 0,2%, para 2.099 MW. Os preços subiram 5,2%, de P11,81 para P12,42 por kWh, em meio a interrupções, intervenções dos operadores e alertas amarelos e vermelhos. As interrupções deixaram até 777,2 MW indisponíveis na região.

Interligações de transmissão ajudam a explicar a diferença de preços

A eletricidade disponível em uma região nem sempre pode chegar a outra que precisa dela. As interligações HVDC transportam energia entre redes, mas limites operacionais podem restringir as transferências e impedir que a eletricidade mais barata reduza os preços em outros locais.

A interligação entre Luzon e as Visayas operou sob condições de separação de preços durante 77,6% do período de faturamento de setembro. Operações limitadas por segurança do sistema corresponderam a 73,5% do período. Essas condições ajudam a explicar por que os preços da energia nas Visayas permaneceram muito acima dos de Luzon, apesar do aumento da oferta média nacional.

A interligação entre Mindanao e as Visayas operou em condições de fluxo livre durante 92,82% do período, ante 91,16% em agosto. Transferências mais intensas ajudaram a aproximar os preços das duas regiões: a média em Mindanao foi de P12,61 por kWh, apenas P0,19 acima da registrada nas Visayas.

O preço em Mindanao caiu 1,4%, após chegar a P12,79 por kWh, enquanto interrupções deixaram 1.022,6 MW indisponíveis. Os relatos divergem sobre as variações de oferta e demanda. Um deles informa oferta de 2.190 MW, queda de 0,2%, e demanda de 2.893 MW, recuo de 5%. Outro inverte as variações percentuais: afirma que a oferta caiu 5% e a demanda, 0,2%. Ambos descrevem queda na oferta e na demanda, mas as variações exatas precisam ser esclarecidas.

Cacho disse que o retorno de grandes usinas poderia levar os preços da energia nas Visayas a cerca de P9 a P10 por kWh, embora tenha alertado que a queda talvez não fosse grande. Essa previsão diz respeito à disponibilidade de energia, e não a um resultado garantido da suspensão das negociações de reservas.

Reduzir encargos de reserva não resolve toda a conta

Cacho espera que a retirada dos pagamentos por reservas à vista reduza os encargos por serviços ancilares repassados às distribuidoras e cooperativas elétricas. Ele descreveu o efeito imediato nas tarifas de transmissão.

"Na prática, as tarifas de transmissão vão cair porque não teremos mais de pagar pelo mercado de reservas", disse Cacho.

Os custos das reservas contratadas continuarão, e eventuais acordos de operação obrigatória poderão gerar pagamentos pela recuperação de custos. Não foi anunciada uma redução quantificada para uma residência típica nem uma previsão confirmada de quando ela aparecerá na conta.

Os números de energia de setembro também mostram que uma participação menor do mercado à vista não significa necessariamente um preço de liquidação à vista mais baixo. O volume à vista caiu de 13,4% para 12,2% da quantidade negociada, enquanto o preço efetivo de liquidação à vista subiu de P8,48 para P9,32 por kWh. O valor total das negociações aumentou de P13,94 bilhões para P26,62 bilhões.

A composição da geração também mudou. As fontes renováveis responderam por 28% da geração. A participação do carvão caiu de 56% para 51,7%, enquanto o gás natural chegou a 17%, a hidrelétrica a 11,3%, a solar a 5,3% e a geotérmica a 8,3%. Essas mudanças ocorreram junto com interrupções e restrições de transmissão e, por isso, não explicam sozinhas o aumento dos preços.

Segunda suspensão após o processo de retomada de 2024

A intervenção de outubro vem após uma pausa anterior, pouco depois do início das operações comerciais do mercado de reservas. A suspensão anterior estava relacionada ao cumprimento pendente de exigências da ERC sobre a metodologia de preços, e não à mesma justificativa declarada agora, de custos persistentemente altos das reservas.

• Janeiro de 2024: o mercado de reservas iniciou as operações comerciais.
• 26 de março de 2024: a ERC suspendeu as negociações de reservas, exceto as reservas ofertadas e despachadas sob ASPAs abrangidos por suas decisões.
• 26 de julho de 2024: um Aviso de Resolução da ERC concluiu que os motivos para aquela suspensão já não existiam, após a PEMC e a IEMOP cumprirem as determinações.
• 30 de julho de 2024: a ERC anunciou o fim da suspensão da Seção 8, que trata de faturamento e liquidação, da Metodologia de Determinação de Preços do WESM.
• 14 de outubro de 2026, às 00h05: a IEMOP informou que começaria a suspensão mais recente das operações de reservas à vista.

Durante o processo de 2024, a IEMOP recebeu a determinação de recalcular os valores das negociações de reservas nos períodos de faturamento de fevereiro e março e ajustar os 70% restantes referentes a março. A então presidente da ERC, Monalisa Dimalanta, explicou que o DOE controlava as operações, enquanto a ERC implementava a metodologia de preços; caberia ao DOE anunciar a data efetiva da retomada.

A Associação Filipina de Produtores Independentes de Energia recebeu bem o fim da suspensão em 2024, considerando-o um passo rumo à segurança energética. Sua presidente, Anne Escoro Montelibano, representava uma associação de 28 empresas de energia com capacidade instalada de 18.132 MW na rede. A suspensão mais recente coloca a previsibilidade para investidores ao lado da acessibilidade e da cobertura confiável de reservas no centro da reformulação.

Principais pontos

• A programação e a liquidação de reservas à vista serão suspensas a partir de 14 de outubro de 2026, às 00h05, até novas determinações da ERC.
• As reservas contratadas continuarão em operação; a capacidade de operação obrigatória também é apontada como opção para atender a necessidades não cobertas.
• As compras no mercado de reservas totalizaram P47,83 bilhões em Luzon, nas Visayas e em Mindanao em 2025.
• O impacto tarifário do mercado de reservas nas Visayas foi de P1,29 por kWh, ante P0,02 das reservas contratadas.
• A NGCP tem 30 dias para avaliar as reservas, enquanto NGCP, PEMC e IEMOP devem propor uma reformulação em até seis meses.
• Um contrato de bateria em Cebu tem tarifas provisórias de P5,28 por kWh e pode fornecer até 13 MW de reserva de regulação e 13 MW de reserva de contingência.
• Os preços da energia no WESM em setembro subiram para P7,43 por kWh em nível nacional. O valor e o prazo de eventuais economias nas contas residenciais com a suspensão das reservas ainda não foram especificados.