(1)

Em conformidade com o artigo 53.o, n.o 1, primeiro parágrafo, do Regulamento (UE) n.o 1151/2012, a Comissão examinou o pedido, apresentado por Portugal, de aprovação de uma alteração do caderno de especificações da denominação de origem protegida «Carne Mertolenga», registada pelo Regulamento (CE) n.o 1107/96 da Comissão (2).

(2)

Atendendo a que a alteração em causa não é uma alteração menor, na aceção do artigo 53.o, n.o 2, do Regulamento (UE) n.o 1151/2012, a Comissão publicou o pedido de alteração, em aplicação do artigo 50.o, n.o 2, alínea a), do referido regulamento, no Jornal Oficial da União Europeia (3).

(3)

Não tendo sido apresentada à Comissão qualquer declaração de oposição, ao abrigo do artigo 51.o do Regulamento (UE) n.o 1151/2012, a alteração do caderno de especificações deve ser aprovada,

(1)

Em dezembro de 2019, o Comité de Basileia de Supervisão Bancária (CBSB) reviu o seu quadro do Pilar 3, incluindo os requisitos de divulgação relativos ao risco de taxa de juro da carteira bancária (IRRBB) (2). Em consonância com a evolução das normas internacionais acordadas pelo CBSB, os requisitos de divulgação do IRRBB, aplicáveis a partir de junho de 2021, foram introduzidos no artigo 448.o do Regulamento (UE) n.o 575/2013 pelo Regulamento (UE) 2019/876 do Parlamento Europeu e do Conselho (3).

(2)

O Regulamento de Execução (UE) 2021/637 da Comissão (4) deve também incorporar as novas normas técnicas de execução relativas à divulgação pública das informações sobre o IRRBB previstas no artigo 448.o do Regulamento (UE) n.o 575/2013.

(3)

A fim de assegurar que as instituições divulgam informações completas e comparáveis sobre o IRRBB, deve ser elaborado um quadro que contenha informações qualitativas sobre os riscos de taxa de juro das atividades não incluídas na carteira de negociação, bem como um modelo que contenha informações quantitativas sobre os riscos de taxa de juro das atividades não incluídas na carteira de negociação.

(4)

A fim de dar às instituições tempo suficiente para se prepararem para a divulgação de informações nos termos do presente regulamento, as instituições devem ser obrigadas a fornecer na sua primeira divulgação apenas as informações relativas ao período em curso.

(5)

O Regulamento de Execução (UE) 2021/637 deve, portanto, ser alterado em conformidade.

(6)

O presente regulamento baseia-se nos projetos de normas técnicas de execução apresentados à Comissão pela Autoridade Bancária Europeia.

(7)

A Autoridade Bancária Europeia realizou consultas públicas abertas sobre o projeto de normas técnicas de execução que serve de base ao presente regulamento, analisou os seus potenciais custos e benefícios e solicitou o parecer do Grupo das Partes Interessadas do Setor Bancário criado em conformidade com o artigo 37.o do Regulamento (UE) n.o 1093/2010 do Parlamento Europeu e do Conselho (5),

(1)

A Decisão de Execução (UE) 2016/715 da Comissão (2) estabelece medidas aplicáveis aos frutos de Citrus L., Fortunella Swingle, Poncirus Raf., e seus híbridos, com exceção de frutos de Citrus aurantium L. e Citrus latifolia Tanaka, («frutos especificados») originários da África do Sul, da Argentina, do Brasil e do Uruguai a fim de impedir a introdução e propagação no território da União de Phyllosticta citricarpa (McAlpine) Van der Aa («praga especificada»). Essa decisão de execução expira em 31 de março de 2022.

(2)

O Regulamento de Execução (UE) 2019/2072 da Comissão (3) estabelece, no anexo II, parte A, a lista das pragas de quarentena da União cuja ocorrência não é conhecida no território da União. O Regulamento de Execução (UE) 2019/2072 visa impedir a entrada, o estabelecimento e a propagação dessas pragas no território da União.

(3)

A praga especificada consta da lista das pragas de quarentena da União estabelecida no anexo II do Regulamento de Execução (UE) 2019/2072. Está também incluída na lista de pragas prioritárias do Regulamento Delegado (UE) 2019/1702 da Comissão (4).

(4)

Desde 2016, os Estados-Membros têm comunicado vários incumprimentos devido à presença da praga especificada em importações para a União dos frutos especificados originários da África do Sul, da Argentina, do Brasil e do Uruguai. Em consequência, é necessário manter e atualizar as medidas constantes da Decisão de Execução (UE) 2016/715 para cada um desses países e, por razões de clareza, estabelecê-las num regulamento.

(5)

Além disso, em 2021, foi observado um elevado número de incumprimentos devido à presença da praga especificada nos frutos especificados provenientes do Zimbabué. Este elevado número de incumprimentos por parte do Zimbabué indica que as medidas estabelecidas no anexo VII, ponto 60, do Regulamento de Execução (UE) 2019/2072 não são suficientes para assegurar a indemnidade da praga especificada em frutos especificados provenientes do Zimbabué, pelo que é necessário incluir os frutos especificados originários do Zimbabué no âmbito de aplicação das medidas temporárias contra a praga especificada estabelecidas no presente regulamento.

(6)

Para assegurar uma prevenção mais eficaz da entrada da praga especificada no território da União, e tendo em conta a experiência adquirida com a aplicação da Decisão de Execução (UE) 2016/715, é necessário estabelecer medidas adicionais para os frutos especificados originários da África do Sul, da Argentina, do Brasil, do Uruguai e do Zimbabué.

(7)

Essas medidas são necessárias para assegurar que os frutos especificados são originários de locais e sítios de produção registados e aprovados pelas organizações nacionais de proteção fitossanitária («ONPF») da África do Sul, da Argentina, do Brasil, do Uruguai ou do Zimbabué. São igualmente necessárias para assegurar que esses frutos são acompanhados de um código de rastreabilidade que permita, quando necessário devido à deteção da praga especificada, rastrear até ao sítio de produção. As medidas são também necessárias para assegurar que os frutos especificados são originários de sítios de produção onde a praga especificada não foi detetada durante a campanha comercial anterior e a atual.

(8)

As ONPF da África do Sul, da Argentina, do Brasil, do Uruguai ou do Zimbabué devem igualmente verificar a correta aplicação dos tratamentos no terreno, uma vez que esta revelou ser a forma mais eficaz de assegurar a ausência da praga especificada nos frutos especificados.

(9)

Os frutos especificados devem também ser acompanhados de um certificado fitossanitário, que inclua a data da inspeção, o número de embalagens provenientes de cada sítio de produção e os códigos de rastreabilidade. Os Estados-Membros devem indicar os códigos de rastreabilidade quando da notificação de incumprimentos no sistema de notificação eletrónica.

(10)

Na sequência da revisão, em 2021, dos requisitos de importação aplicáveis aos frutos especificados originários da Argentina, que resultou na alteração da Decisão de Execução (UE) 2016/715 pela Decisão de Execução (UE) 2021/682 (5), a amostragem para confirmar a correta aplicação dos produtos fitofarmacêuticos no terreno deve basear-se nos incumprimentos identificados quando de inspeções no terreno ou nas instalações de acondicionamento antes da exportação, ou em controlos efetuados a remessas nos postos de controlo fronteiriços na União. Tal é necessário para garantir que a amostragem é baseada no risco.

(11)

Dado o elevado número de incumprimentos em frutos especificados originários da África do Sul que os Estados-Membros notificaram em 2021, é necessário aumentar os requisitos de amostragem, em comparação com os respetivos requisitos estabelecidos na Decisão de Execução (UE) 2016/715, para detetar a praga especificada nos frutos especificados ao longo das diferentes fases no centro de acondicionamento, até estes estarem prontos para exportação.

(12)

Uma vez que, desde 2019, o número de incumprimentos notificados pelos Estados-Membros relativamente a frutos especificados originários do Brasil e do Uruguai tem sido reduzido, a aplicação das medidas previstas na Decisão de Execução (UE) 2016/715 por estes países impediu a introdução e a propagação na União de Phyllosticta citricarpa. Por conseguinte, essas medidas devem continuar a aplicar-se a esses dois países. No entanto, deixou de ser necessário manter a obrigação de o Uruguai realizar testes de latência nas laranjas «Valência», pois o número de incumprimentos relativos à praga especificada nesses frutos especificados tem diminuído significativamente desde 2016.

(13)

À luz da avaliação do risco de pragas da Autoridade Europeia para a Segurança dos Alimentos (6), as importações de frutos especificados destinados exclusivamente à transformação apresentam um menor risco de transferência da praga especificada para um vegetal hospedeiro adequado, uma vez que os frutos são submetidos a controlos na União e devem cumprir requisitos específicos em matéria de circulação, transformação, armazenamento, contentores, embalagens e rotulagem. Por conseguinte, é possível autorizar essas importações ao abrigo de requisitos menos rigorosos.

(14)

Após a realização dos controlos físicos referidos no artigo 49.o do Regulamento (UE) 2017/625 do Parlamento Europeu e do Conselho (7), os frutos especificados, destinados exclusivamente à transformação, devem ser transportados diretamente e sem demora para as instalações de transformação ou para uma instalação de armazenamento, a fim de assegurar o menor risco fitossanitário possível.

(15)

De modo a dar às ONPF, às autoridades competentes e aos operadores profissionais em causa tempo suficiente para se adaptarem aos requisitos estabelecidos no presente regulamento e assegurar que esses requisitos são aplicados imediatamente após o termo de vigência da Decisão de Execução (UE) 2016/715, o presente regulamento deve ser aplicável a partir de 1 de abril de 2022.

(16)

A fim de dar tempo suficiente aos operadores do Brasil, do Uruguai e do Zimbabué para se adaptarem às novas regras, o requisito de os frutos especificados serem produzidos num sítio de produção onde a praga especificada não foi detetada nos frutos especificados durante o período vegetativo e a campanha de exportação anteriores, nem durante as inspeções oficiais nesses países nem durante os controlos efetuados às remessas que entram na União durante esse período vegetativo e a campanha de exportação, só deve ser aplicável a partir de 1 de abril de 2023 nos casos dos frutos especificados originários desses países. Essa aplicação diferida não é necessária para a África do Sul ou a Argentina, que confirmaram que já aplicam esse requisito.

(17)

O risco fitossanitário, causado pela presença da praga especificada na África do Sul, na Argentina, no Brasil, no Uruguai e no Zimbabué e causado pela importação para a União dos frutos especificados provenientes desses países terceiros, continua a variar todos os anos por país terceiro de origem para os frutos especificados. Este risco deve, por conseguinte, ser objeto de uma avaliação mais aprofundada com base nos mais recentes desenvolvimentos técnicos e científicos em matéria de prevenção e controlo da praga especificada. O presente regulamento deve, pois, ser temporário e expirar em 31 de março de 2025, a fim de permitir a sua revisão.

(18)

Tendo em conta o facto de a Decisão de Execução (UE) 2016/715 expirar em 31 de março de 2022, e de modo a que o comércio dos frutos especificados decorra em conformidade com as regras do presente regulamento imediatamente após essa data, o presente regulamento deve entrar em vigor no terceiro dia seguinte ao da sua publicação no Jornal Oficial da União Europeia.

(19)

As medidas previstas no presente regulamento estão em conformidade com o parecer do Comité Permanente dos Vegetais, Animais e Alimentos para Consumo Humano e Animal,

(1)

O Regulamento (CE) n.o 1831/2003 determina que os aditivos destinados à alimentação animal carecem de autorização e estabelece as condições e os procedimentos para a concessão dessa autorização.

(2)

Nos termos do artigo 7.o do Regulamento (CE) n.o 1831/2003, foi apresentado um pedido de autorização de uma preparação de Lactiplantibacillus plantarum DSM 26571. Esse pedido foi acompanhado dos dados e documentos exigidos ao abrigo do artigo 7.o, n.o 3, do Regulamento (CE) n.o 1831/2003.

(3)

O pedido refere-se à autorização da preparação de Lactiplantibacillus plantarum DSM 26571 como aditivo em alimentos para animais de todas as espécies, a classificar na categoria de aditivos designada por «aditivos tecnológicos».

(4)

A Autoridade Europeia para a Segurança dos Alimentos («Autoridade») concluiu, no seu parecer de 29 de setembro de 2021 (2), que a preparação de Lactiplantibacillus plantarum DSM 26571, nas condições de utilização propostas, não tem efeitos adversos na saúde animal, na segurança do consumidor nem no ambiente. Concluiu igualmente que o aditivo deve ser considerado um sensibilizante respiratório. Por conseguinte, a Comissão considera que devem ser tomadas medidas de proteção adequadas para evitar efeitos adversos na saúde humana, em especial no que respeita aos utilizadores do aditivo. A Autoridade concluiu também que a preparação em causa tem o potencial de melhorar a conservação de nutrientes em silagem preparada com material fácil, moderadamente difícil e difícil de ensilar. Corroborou igualmente o relatório sobre o método de análise dos aditivos em alimentos para animais apresentado pelo laboratório de referência instituído pelo Regulamento (CE) n.o 1831/2003.

(5)

A avaliação da preparação de Lactiplantibacillus plantarum DSM 26571 revela que estão preenchidas as condições de autorização referidas no artigo 5.o do Regulamento (CE) n.o 1831/2003. Por conseguinte, deve ser autorizada a utilização da preparação, tal como especificada no anexo do presente regulamento.

(6)

As medidas previstas no presente regulamento estão em conformidade com o parecer do Comité Permanente dos Vegetais, Animais e Alimentos para Consumo Humano e Animal,

(1)

Em conformidade com o Regulamento (CE) n.o 470/2009, a Comissão deve definir, por meio de um regulamento, os limites máximos de resíduos (LMR) de substâncias farmacologicamente ativas para utilização na União em medicamentos veterinários destinados a animais produtores de géneros alimentícios ou em produtos biocidas utilizados na criação de animais.

(2)

O quadro 1 do anexo do Regulamento (UE) n.o 37/2010 da Comissão (2) enumera as substâncias farmacologicamente ativas, indicando a respetiva classificação no que respeita aos limites máximos de resíduos (LMR) nos alimentos de origem animal.

(3)

A bambermicina já está incluída no referido quadro enquanto substância permitida para coelhos, exclusivamente para utilização oral. A entrada existente tem uma classificação «LMR não exigido».

(4)

Em conformidade com o artigo 3.o do Regulamento (CE) n.o 470/2009, em 3 de dezembro de 2019, a empresa Huvepharma N.V. apresentou à Agência Europeia de Medicamentos («Agência») um pedido de extensão da entrada existente relativa à bambermicina aos tecidos de galinha.

(5)

Em 18 de março de 2021, a Agência, através do parecer do Comité dos Medicamentos para Uso Veterinário («CVMP»), concluiu que não era necessário o estabelecimento de um LMR para a bambermicina em tecidos de galinha e recomendou uma classificação «LMR não exigido».

(6)

Em 5 de maio de 2021, a Comissão solicitou à Agência que reconsiderasse o seu parecer de 18 de março de 2021 com vista ao estabelecimento de um LMR, a fim de facilitar os controlos oficiais e a aplicação das disposições legislativas pelas autoridades competentes.

(7)

Em 15 de julho de 2021, a Agência, com base no parecer do Comité, após considerar o pedido e a solicitação da Comissão, recomendou o estabelecimento de LMR numéricos para a bambermicina para utilização em galinhas, aplicáveis ao músculo, à pele e ao tecido adiposo em proporções naturais, ao fígado e ao rim, mas não para utilização em animais produtores de ovos para consumo humano.

(8)

Nos termos do artigo 5.o do Regulamento (CE) n.o 470/2009, a Agência deve ponderar a possibilidade de os LMR estabelecidos para uma substância farmacologicamente ativa num determinado género alimentício serem utilizados para outro género alimentício derivado da mesma espécie, ou de os LMR estabelecidos para uma substância farmacologicamente ativa numa ou mais espécies serem utilizados para outras espécies.

(9)

A Agência concluiu que os LMR para a bambermicina podem ser extrapolados dos tecidos de galinha para os tecidos de outras espécies de aves de capoeira, mas não para os ovos de aves de capoeira.

(10)

Tendo em conta o parecer da Agência, considera-se adequado estabelecer o LMR recomendado para a bambermicina em tecidos de galinha e extrapolá-lo para outras espécies de aves de capoeira, mas não para ovos de aves de capoeira.

(11)

Por conseguinte, o Regulamento (UE) n.o 37/2010 deve ser alterado em conformidade.

(12)

As medidas previstas no presente regulamento estão de acordo com o parecer do Comité Permanente dos Medicamentos Veterinários,

(1)

Em 16 de outubro de 2017, o Conselho adotou a Decisão (PESC) 2017/1869 (1), que criou a missão de aconselhamento da União Europeia de apoio à reforma do setor da segurança no Iraque (EUAM Iraque).

(2)

Em 7 de abril de 2020, o Conselho adotou a Decisão (PESC) 2020/513 (2), alterando o mandato da EUAM Iraque e prorrogando-o até 30 de abril de 2022.

(3)

Na sequência da revisão estratégica da EUAM Iraque, o Comité Político e de Segurança recomendou que o mandato da EUAM Iraque fosse alterado e prorrogado até 30 de abril de 2024.

(4)

A Decisão (PESC) 2017/1869 deverá, por conseguinte, ser alterada em conformidade.

(5)

A EUAM Iraque será conduzida no contexto de uma situação que poderá vir a deteriorar-se e obstar à consecução dos objetivos da ação externa da União enunciados no artigo 21.o do Tratado da União Europeia,

(1)

Em 28 de fevereiro de 2022, o Conselho adotou a Decisão (PESC) 2022/338 (1) que estabeleceu uma medida de assistência com um montante de referência financeira de 450 000 000 de euros destinado a cobrir o fornecimento às Forças Armadas ucranianas de equipamento militar e plataformas concebidos para aplicação de força letal.

(2)

Em 23 de março de 2022, o Conselho adotou a Decisão (PESC) 2022/471 (2) que altera a Decisão (PESC) 2022/338, aumentando o montante de referência financeira para 900 000 000 de euros.

(3)

À luz da agressão em curso levada a cabo pela Federação da Rússia contra a Ucrânia, o montante de referência financeira deverá ser aumentado num montante adicional de 450 000 000 de euros e a duração da medida de assistência prorrogada por 24 meses.

(4)

A Decisão (PESC) 2022/338 deverá ser alterada em conformidade,

(1)

Em 28 de fevereiro de 2022, o Conselho adotou a Decisão (PESC) 2022/339 (1), que estabelece uma medida de assistência com um montante de referência financeira de 50 000 000 EUR destinado a cobrir o financiamento do fornecimento às Forças Armadas ucranianas de equipamentos e material não concebidos para aplicar força letal, tais como equipamento de proteção individual, caixas de primeiros socorros e combustível.

(2)

Em 23 de março de 2022, o Conselho adotou a Decisão (PESC) 2022/472 (2), que altera a Decisão (PESC) 2022/339, aumentando o montante de referência financeira para 100 000 000 EUR.

(3)

À luz da agressão em curso levada a cabo pela Federação da Rússia contra a Ucrânia, o montante de referência financeira deverá ser aumentado num montante adicional de 50 000 000 EUR destinado a cobrir o financiamento do fornecimento às Forças Armadas ucranianas de equipamentos e material não concebidos para aplicar força letal, tais como equipamento de proteção individual, caixas de primeiros socorros e combustível. A duração da medida de assistência deverá também ser prorrogada por 24 meses.

(4)

A Decisão (PESC) 2022/339 deverá ser alterada em conformidade,

(1)

Em 23 de fevereiro de 2022, a Federação da Rússia lançou uma agressão militar não provocada e injustificada contra a Ucrânia, que o Conselho Europeu condenou com a maior veemência possível nas suas conclusões de 24 de fevereiro de 2022.

(2)

Em 24 de março de 2022, o Conselho Europeu declarou nas suas conclusões que «a guerra de agressão da Rússia contra a Ucrânia viola flagrantemente o direito internacional e está a causar um enorme número de mortos e feridos civis. A Rússia dirige ataques contra a população civil e toma por alvo bens de caráter civil, incluindo hospitais, instituições médicas, escolas e abrigos. Estes crimes de guerra têm de cessar imediatamente. Os responsáveis e os seus cúmplices serão chamados a prestar contas nos termos do direito internacional». O Conselho Europeu reiterou ainda a Declaração de Versalhes de 11 de março de 2022, em que os chefes de Estado ou de Governo se congratularam, nomeadamente, com a decisão do procurador do Tribunal Penal Internacional de abrir um inquérito por crimes abrangidos pela jurisdição do Tribunal.

(3)

A Decisão 2014/486/PESC (1) criou a EUAM Ucrânia para ajudar a Ucrânia no domínio da reforma do setor da segurança civil, incluindo a polícia e o Estado de direito.

(4)

A EUAM Ucrânia deverá prestar apoio às autoridades ucranianas a fim de facilitar a investigação e a repressão dos crimes internacionais cometidos no contexto da agressão militar da Federação da Rússia contra a Ucrânia.

(5)

A Decisão 2014/486/PESC deverá, pois, ser alterada em conformidade.

(6)

A EUAM Ucrânia será conduzida no contexto de uma situação que poderá vir a deteriorar-se e obstar à consecução dos objetivos da ação externa da União enunciados no artigo 21.o do Tratado da União Europeia,

(1)

No seguimento de um procedimento de notificação prévia, por carta de 19 de dezembro de 2019, o Reino da Bélgica notificou a Comissão, em conformidade com o artigo 108.o, n.o 3, do Tratado sobre o Funcionamento da União Europeia (TFUE), de um mecanismo de remuneração da capacidade à escala do mercado (a seguir, «medida» ou «MRC»).

(2)

Por carta de 21 de setembro de 2020, a Comissão informou a Bélgica da sua decisão de dar início ao procedimento previsto no artigo 108.o, n.o 2, do TFUE relativamente à medida em questão.

(3)

A decisão da Comissão de dar início ao procedimento (a seguir, «decisão de início do procedimento») foi publicada no Jornal Oficial da União Europeia (2). A Comissão convidou as partes interessadas a apresentar observações.

(4)

Por carta de 22 de outubro de 2020, a Bélgica apresentou as suas observações sobre a decisão de início do procedimento. A Comissão recebeu observações de 15 partes interessadas. Transmitiu-as à Bélgica, dando-lhe a oportunidade de se pronunciar. As observações da Bélgica foram recebidas por carta de 24 de dezembro de 2020.

(5)

Em 9 de julho de 2021, a Bélgica concordou, a título excecional, em renunciar aos seus direitos decorrentes do artigo 342.o do TFUE, em conjugação com o artigo 3.o do Regulamento n.o 1/1958 (3), e em que a presente decisão fosse adotada e notificada em língua inglesa.

(6)

A Bélgica estima que será confrontada com um problema de adequação da produção de eletricidade a partir de 2025, em resultado sobretudo da sua decisão de eliminar progressivamente toda a capacidade nuclear ao longo do período de 2022-2025 e da desativação de capacidades de geração térmica na Bélgica e nos seus países vizinhos.

(7)

Por conseguinte, o objetivo da medida é assegurar uma capacidade suficiente para produzir eletricidade e que essa produção satisfaça a procura prevista de eletricidade.

(8)

Ao abrigo do MRC, os beneficiários seriam selecionados através de um procedimento de concurso e seriam remunerados pela sua disponibilidade. O apoio seria prestado mediante um pagamento de capacidade durante o período de vigência do acordo de capacidade. Como contrapartida, os proponentes selecionados cederiam a sua disponibilidade para satisfazer as necessidades do operador da rede de transporte (ORT) durante eventuais episódios de pressão.

(9)

A Bélgica estabeleceu os seus objetivos nacionais de descarbonização no respetivo plano nacional em matéria de energia e clima (PNEC) (4). Com base neste PNEC, prevê-se que a quota-parte de fontes de energia renováveis no consumo de eletricidade na Bélgica venha a aumentar de 17 % em 2017 para pelo menos 40,4 % em 2030. Para cumprir estes objetivos, será necessário integrar fontes de energia renováveis (FER) significativas, como a energia eólica e solar, cuja intermitência típica poderá representar um desafio para a adequação e segurança do aprovisionamento.

(10)

Ainda que o desenvolvimento de FER não seja o seu objetivo principal, a conceção do MRC abraça as metas ambiciosas relativas à introdução de mais FER no cabaz energético belga e serve de complemento ao desenvolvimento adicional de novas FER intermitentes.

(11)

A base jurídica da medida é a Lei da eletricidade, de 29 de abril de 1999, relativa à organização do mercado belga da eletricidade (a seguir, «Lei da Eletricidade»), a qual foi alterada por leis (5) publicadas em 16 de maio de 2019 e 19 de março de 2021 no Jornal Oficial da Bélgica.

(12)

Adicionalmente, foram elaborados decretos reais (6) e as Regras de Funcionamento do MRC belga (7), a fim de circunstanciar as modalidades do MRC:

(13)

Em agosto de 2020, a Elia (o ORT belga) realizou uma consulta pública sobre as Regras de Funcionamento do MRC belga (13).

(14)

O objetivo principal do MRC proposto é garantir a segurança do aprovisionamento, tal como definido numa norma de fiabilidade.

(15)

Tal como notificado em 2019, os critérios de fiabilidade na Bélgica foram estabelecidos por meio de um critério de valor esperado de perda de carga («Loss of Load Expectation» – LOLE) com duas componentes: o número previsto de horas durante as quais os recursos de geração disponíveis na rede elétrica belga não conseguirão, no seu conjunto, cobrir a carga e as necessidades das reservas operacionais, tendo igualmente em conta a resposta da procura, o armazenamento e os interconectores, não pode exceder três horas num ano estatisticamente normal. Como segundo critério, o LOLE deve manter-se inferior a 20 horas num ano estatisticamente anormal (LOLE95) (14). Estes valores estão igualmente prescritos na Lei da Eletricidade.

(16)

A norma de fiabilidade exprime a estimativa do valor que os consumidores atribuem à prevenção de cortes no seu aprovisionamento de eletricidade (valor da energia não distribuída – VEND), bem como o custo esperado de novas capacidades na Bélgica (CONE).

(17)

O artigo 23.o, n.o 6, do Regulamento (UE) 2019/943 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 5 de junho de 2019, relativo ao mercado interno da eletricidade (15) (a seguir, «Regulamento Eletricidade») prevê a criação de uma metodologia da União para o cálculo do VEND, do CONE e da norma de fiabilidade.

(18)

Em 2 de outubro de 2020, a Agência de Cooperação dos Reguladores da Energia (ACER) aprovou a metodologia de cálculo do VEND (metodologia VEND), do CONE (metodologia CONE) e da norma de fiabilidade (metodologia NF). As três metodologias são designadas coletivamente por «metodologia VEND/CONE/NF» (16).

(19)

Em 7 de junho de 2021, a Bélgica apresentou os novos cálculos do VEND, do CONE e da norma de fiabilidade, de acordo com a metodologia VEND/CONE/NF.

(20)

Em 28 de maio de 2021, o regulador belga da energia (CREG) enviou ao ministro da Energia a sua proposta de norma de fiabilidade para a Bélgica. A norma de fiabilidade proposta pela CREG correspondia a 2 horas e 43 minutos.

(21)

No seu parecer de 2 de junho de 2021, a Direção-Geral da Energia do Serviço Público Federal Economia (a seguir, «SPF Economia») recomendou o arredondamento da norma de fiabilidade para 3 horas, a fim de assegurar a coerência com estudos prévios sobre a adequação dos recursos nacionais e europeus, de permitir observar a prática de expressão das normas de fiabilidade em horas arredondadas, como acontece nos países vizinhos, e de ter em conta o facto de que o défice não marginal identificado para a Bélgica será colmatado com um cabaz energético, e não com uma única tecnologia de referência.

(22)

De acordo com o projeto de decreto real relativo ao estabelecimento da norma de fiabilidade e à aprovação dos valores relativos ao custo do VEND e do CONE, a nova norma de fiabilidade foi estabelecida em três horas.

(23)

O projeto de decreto real também aprova a estimativa única do custo do VEND, com base no valor definido pela Direção-Geral da Energia do SPF Economia, juntamente com o Gabinete de Planeamento, e do CONE, com base na tecnologia de gestão da procura (17).

(24)

O VEND ficará estabelecido em 16 033 EUR/MWh e o CONE em 45 EUR/kW/ano.

(25)

O VEND foi calculado através de um método de triangulação que teve em conta a função de produção e um inquérito sobre a disponibilidade para pagar, conduzido pela CREG. Segundo as autoridades belgas, o inquérito realizado pela CREG não era consistente, dado que, entre outros fatores, o cenário único proposto (temperatura inferior a + 5 °C) não era representativo para os cenários de maior escassez. Por conseguinte, a ponderação atribuída aos resultados do inquérito no cálculo estimativo do VEND era limitada.

(26)

Nos termos da Lei da Eletricidade, os cálculos relevantes para o MRC serão efetuados com base na norma de fiabilidade em vigor no dia 15 de setembro do ano anterior ao leilão.

(27)

Atendendo ao calendário apertado, a Bélgica calculou o volume a adquirir nos leilões A-4 e A-1, agendados para outubro de 2021 e de 2024, respetivamente, com base na antiga norma de fiabilidade, sob reserva de um compromisso de ajustamento dos volumes, se necessário, no caso de a nova norma de fiabilidade e a avaliação da adequação revelarem uma necessidade de capacidade significativamente menor.

(28)

A Bélgica comprometeu-se igualmente a atualizar o VEND com base num novo inquérito sobre a disponibilidade para pagar, em consonância com a metodologia CONE/VEND/NF, e, se necessário, a definir uma nova norma de fiabilidade antes de setembro de 2022, com vista a utilizar a nova norma de fiabilidade para determinar o volume a adquirir, o mais tardar, para o leilão de 2023.

(29)

De acordo com as autoridades belgas, a Bélgica será confrontada com um problema de adequação a partir de 2025, em resultado sobretudo do abandono progressivo da energia nuclear programado para o período de 2022-2025, reforçado pela desativação das capacidades de geração térmica nos países vizinhos. O problema de adequação foi determinado através de um estudo nacional sobre a adequação dos recursos que pressupunha diversos cenários.

(30)

O estudo de adequação nacional relativo ao período de 2020-2030, publicado, em junho de 2019, pela Elia, o operador da rede de transporte belga (a seguir, «Estudo de Adequação e Flexibilidade de 2019») (18), identificou a necessidade sistemática de uma nova capacidade de pelo menos 3,9 GW, no cenário de probabilidade reduzida de impacto elevado (UE-PRIE), até ao inverno de 2025-2026. Este cenário toma em consideração a eletricidade importada e pressupõe que várias centrais nucleares francesas poderão não estar disponíveis (a somar à indisponibilidade «normal»). O mesmo cenário foi utilizado no quadro da avaliação do volume de reservas estratégicas (19). O cenário de base da UE (20) revela um défice de 2,4 GW se se mantiver a capacidade térmica existente no sistema (ver figura 4-18 do Estudo de Adequação e Flexibilidade de 2019).

(31)

Os resultados do Estudo de Adequação e Flexibilidade de 2019 mostram que, para o cenário UE-PRIE, sem intervenção, o LOLE ascenderia a 10,5 horas em 2025, o que ultrapassaria significativamente a norma de fiabilidade nacional em termos de segurança do aprovisionamento. O indicador LOLE95 cresceria, inclusive, para 84 horas. O quadro seguinte apresenta os resultados do LOLE, tal como constam do estudo de adequação nacional para o cenário UE-PRIE e o cenário de base da UE:

Quadro 1

Resultados do LOLE para a Bélgica no Estudo de Adequação e Flexibilidade

Fonte: Estudo de Adequação e Flexibilidade de 2019

(32)

Em 11 de julho de 2019, a CREG publicou uma análise do Estudo de Adequação e Flexibilidade de 2019 (21), na qual pôs em causa, entre outros aspetos, a utilização do cenário UE-PRIE como cenário principal. De acordo com a CREG, a metodologia de avaliação da rendibilidade das capacidades existentes e novas deve ser melhorada, e todas as reservas de compensação disponíveis na Bélgica e além-fronteiras devem ser tidas em consideração.

(33)

Em novembro de 2019, a rede europeia dos operadores de redes de transporte de eletricidade (REORTE) disponibilizou a previsão intercalar da adequação de 2019 («Mid-term Adequacy Forecast» – MAF 2019) (22), que indica os seguintes resultados para a Bélgica em 2025:

Quadro 2

Níveis do LOLE para a Bélgica na MAF 2019

Fonte: previsão intercalar da adequação da REORTE para 2019

(34)

Contudo, de acordo com a Bélgica, os resultados do LOLE apresentados pela MAF 2019 da REORTE não são suficientemente precisos relativamente à Bélgica, dado que presumem uma disponibilidade adicional de 2,5 GW (24), que não está efetivamente garantida.

(35)

No seu relatório final de abril de 2020 (25), o Fórum Pentalateral da Energia (26) (PLEF) apresentou os seguintes resultados para a Bélgica em 2025:

Quadro 3

Níveis do LOLE para a Bélgica na avaliação geral da adequação de 2020 realizada pelo PLEF

Fonte: Fórum Pentalateral da Energia, «Generation Adequacy Assessment – April 2020 – Final report» [relatório final da avaliação da adequação da produção – abril de 2020]

(36)

Em novembro de 2020, a REORTE publicou a MAF 2020. Relativamente ao cenário de base para 2025, os resultados da MAF 2020 indicam um LOLE médio de 0,4 horas, o qual preenche, portanto, o critério legal de adequação para a Bélgica, correspondente a um LOLE de três horas.

(37)

No entanto, nas observações dos países anexas à MAF 2020, a Bélgica referiu o seguinte: «A MAF 2020 contém uma quantidade significativa de capacidade "instalada nova" presumida, distribuída por um conjunto amplo de países. Importa referir que, de modo geral, não é certo que essas capacidades venham finalmente a materializar-se em 2025, pelo que estes pressupostos e os consequentes resultados, tal como apresentados na MAF 2020, devem ser interpretados com cautela. Além do mais, a Bélgica faz parte, há vários anos, da região onde o acoplamento de mercados baseado nos fluxos já foi implementado. Embora a Elia tenha desenvolvido um modelo de simulação baseado nos fluxos, que aplicou, por exemplo, no seu estudo de 2019 e que foi igualmente utilizado no estudo de avaliação da adequação da produção (AAP) de 2020 do PLEF, essa abordagem ainda não é utilizada no presente estudo da MAF 2020».

(38)

Na sua notificação, as autoridades belgas indicavam que a metodologia e os dados estão alinhados a nível europeu e que, como tal, o Estudo de Adequação e Flexibilidade de 2019 está em linha com a MAF 2019.

(39)

Nos termos do artigo 23.o, n.o 3, do Regulamento Eletricidade, a REORTE deve desenvolver uma metodologia a ser utilizada para a avaliação europeia da adequação dos recursos (AEAR) e para qualquer avaliação nacional da adequação dos recursos (ANAR) (ver artigo 24.o do Regulamento Eletricidade). Essa metodologia deve ser aprovada pela ACER.

(40)

Em 2 de outubro de 2020, a ACER aprovou a metodologia para a avaliação europeia da adequação dos recursos (a seguir, «metodologia AEAR») (30).

(41)

Em 30 de junho de 2021, a Elia publicou um novo estudo de adequação e flexibilidade relativo ao período de 2022-2032 (a seguir, «Estudo de Adequação e Flexibilidade de 2021»).

(42)

Em conformidade com a metodologia AEAR, a Elia integrou os seguintes elementos da metodologia AEAR no quadro do Estudo de Adequação e Flexibilidade de 2021:

(43)

As autoridades belgas afirmaram que os principais requisitos metodológicos estipulados na metodologia AEAR foram aplicados no estudo em apreço.

(44)

Nos termos do Regulamento Eletricidade, as ANAR têm de prever os cenários centrais de referência. Estes cenários devem incluir, entre outros elementos, uma avaliação da viabilidade económica dos ativos de produção. Por outro lado, a metodologia AEAR determina que devem ser definidos dois cenários centrais de referência: um com mecanismos de capacidade em toda a Europa e o outro sem esses mecanismos de capacidade.

(45)

Consequentemente, no Estudo de Adequação e Flexibilidade de 2021, foram explorados dois cenários centrais:

(46)

O Estudo de Adequação e Flexibilidade de 2021 tem em conta o contributo de todos os recursos, incluindo a produção, armazenamento de energia, integração setorial, resposta da procura e possibilidades de importação e exportação atuais e futuras e o seu contributo para o funcionamento flexível da rede.

(47)

As autoridades belgas afirmaram que a modelização dos preços máximos de compensação efetuada no Estudo de Adequação e Flexibilidade de 2021 toma em consideração todas as disposições jurídicas disponíveis, como o limite máximo de preços aplicável, a regra dos 60 % (31) prevista no Regulamento (UE) 2015/1222 da Comissão, de 24 de julho de 2015, que estabelece orientações para a atribuição de capacidade e a gestão de congestionamentos (32), e a Decisão n.o 04/2017 da ACER, de 14 de novembro de 2017.

(48)

O Estudo de Adequação e Flexibilidade de 2021 modeliza o aumento automático do preço máximo de compensação a partir de 2025. De acordo com as autoridades belgas, é muito provável que nenhum LOLE seja registado antes de 2025; por conseguinte, não está modelizado qualquer aumento do preço máximo de compensação antes de 2025. No entanto, mesmo que ocorressem aumentos dos limites de preços, de acordo com as autoridades belgas, a modelização demonstra que os resultados da avaliação da viabilidade económica para 2025 permaneceriam inalterados (ver figura 3-72 do Estudo de Adequação e Flexibilidade de 2021). A Bélgica comprometeu-se a assegurar que o novo estudo de adequação, a publicar até junho de 2023, tenha plenamente em conta a metodologia de aumentos de preços dinâmicos a partir do início do período da simulação.

(49)

De acordo com o Estudo de Adequação e Flexibilidade de 2021, a partir de 2025, após a conclusão do abandono progressivo da energia nuclear, a Bélgica enfrentará uma necessidade estrutural de novas capacidades. No cenário «UE-BASE» central, essa necessidade ascende a 2 GW em 2025 e cresce gradualmente até 3,9 GW em 2032. A necessidade acrescida está ligada ao aumento previsto no consumo de eletricidade e à diminuição das importações durante os períodos de escassez na Bélgica.

(50)

Segundo o Estudo de Adequação e Flexibilidade de 2021, em 2025, só uma percentagem muito reduzida da nova capacidade será viável no âmbito do mercado apenas centrado na energia.

(51)

Por conseguinte, as autoridades belgas consideram que, na ausência de medidas, se identifica um problema de adequação dos recursos na Bélgica a partir de 2025.

(52)

O Estudo de Adequação e Flexibilidade de 2021 representa a melhor e mais recente perspetiva sobre a necessidade do MRC.

(53)

A Bélgica identificou um conjunto de deficiências de mercado que obstam a um mercado da eletricidade funcional, seguro, economicamente acessível e sustentável.

(54)

A primeira deficiência de mercado resulta de diferentes fatores que impedem sinais de preços eficientes e do facto de os preços da energia estarem impedidos de aumentar para o VEND, bem como de outras imperfeições na conceção do mercado.

(55)

A combinação destas deficiências de mercado com a correspondente ação regulamentar poderia causar uma tendência de «atenuação» dos sinais de preços nos mercados da eletricidade, levando a que os preços não crescessem para um nível «eficiente» em períodos de escassez. Daí resulta um défice de receitas crónico para os operadores das centrais e os operadores de gestão da procura, que afeta as suas possibilidades de recuperar os custos fixos e variáveis, um problema geralmente designado por «falta de dinheiro», impedindo as forças de mercado de atingir o nível de adequação exigido.

(56)

Teoricamente, num mercado apenas centrado na energia, a questão de os consumidores não poderem escolher o nível de fiabilidade que desejam poderia ser resolvida permitindo que os preços aumentassem para um nível regulamentar que refletisse o preço que os consumidores já não estariam dispostos a pagar pela energia e permitindo que os produtores de eletricidade recebessem rendas de escassez. No entanto, como consequência de uma baixa resposta da procura, é difícil apurar o VEND efetivo e os picos de preços enfrentam problemas de aceitabilidade política.

(57)

De acordo com as autoridades belgas, uma segunda deficiência de mercado resulta da aversão ao risco dos investidores no contexto de um aumento da volatilidade e de grande incerteza regulamentar. A crescente penetração de fontes de energia renováveis intermitentes torna os preços mais voláteis e aumenta a incerteza quanto à possibilidade de as tecnologias convencionais recuperarem os seus custos fixos no mercado da eletricidade. De acordo com a Bélgica, ligeiras variações das condições relacionadas com o nível de introdução das FER, como, por exemplo, metas relativas à energia solar e à energia eólica terrestre e marítima, poderiam ter um impacto significativo nas receitas das tecnologias de geração convencionais. O problema da «falta de dinheiro» agrava-se à medida que a capacidade intermitente aumenta. Consequentemente, segundo as autoridades belgas, tal aumenta o risco económico inerente aos investimentos em tecnologias de geração convencionais flexíveis. Além disso, de acordo com a Bélgica, os preços da energia não permitem, regra geral, um horizonte de cobertura a prazo superior a três anos, o que é curto para criar um cenário de investimento que convença os investidores. Além do mais, segundo as autoridades belgas, mesmo que os mercados a prazo conseguissem suportar mudanças graduais na oferta e na procura, não seriam capazes de fornecer uma cobertura em caso de choque estrutural significativo, como o abandono progressivo da energia nuclear previsto na Bélgica.

(58)

Em terceiro lugar, a fiabilidade das redes elétricas comporta algumas características de bem público. Concretamente, os investimentos num maior nível de segurança do aprovisionamento são benéficos para todos, ao passo que, tal como explicado anteriormente, não é possível para a maioria dos diferentes consumidores finais ser desligado seletivamente pelo operador da rede em função da sua disponibilidade para pagar. Assim, os produtores de eletricidade terão, provavelmente, incentivos inadequados para investir em capacidade de geração, o que, em última instância, produziria, portanto, níveis subotimizados de fiabilidade das redes.

(59)

De acordo com as autoridades belgas, estes problemas assumem uma forma especial na Bélgica, na medida em que se trata de um mercado relativamente pequeno e altamente interligado, sendo, por isso, igualmente afetado por riscos de aprovisionamento semelhantes nos mercados da eletricidade vizinhos. Por conseguinte, segundo as autoridades belgas, a adequação na Bélgica é fortemente influenciada pela situação nos mercados da eletricidade vizinhos.

(60)

Em 2018, a Comissão aprovou uma reserva estratégica para a Bélgica até 31 de março de 2022 (33). O objetivo da reserva estratégica é satisfazer o pico da procura durante os períodos de inverno quando o mercado não consegue fazê-lo, mantendo fora do mercado alguma da capacidade existente de produção e de resposta da procura, como sistema de retaguarda a ser ativado unicamente quando se esgotarem os recursos de compensação.

(61)

Em 25 de novembro de 2019, a Comissão recebeu um plano de execução (34) do Ministério belga da Energia, em conformidade com o artigo 20.o, n.o 3, do Regulamento Eletricidade, ao abrigo do qual os Estados-Membros com problemas de adequação devem estabelecer, num plano de execução, medidas destinadas a eliminar as distorções regulamentares ou falhas nos respetivos mercados. Na sequência de uma consulta pública, em 30 de abril de 2020, a Comissão adotou um parecer relativo ao plano de execução da Bélgica, nos termos do artigo 20.o, n.o 5, do Regulamento Eletricidade (35). A Bélgica adotou e apresentou à Comissão uma versão final do seu plano de execução (36).

(62)

Relativamente aos mercados de compensação, a Bélgica introduziu uma denominada «componente alfa» no seu mecanismo de fixação dos preços de desvio. Trata-se de uma componente de preços de desvio suplementares, aplicada aos agentes de mercado responsáveis pela liquidação de desvios para aumentar o sinal de preço em tempo real sempre que aumenta o desvio da rede na zona de controlo belga. No seu parecer, a Comissão convidou a Bélgica a ponderar se a função de fixação de preços de escassez deveria aplicar-se não só aos agentes de mercado responsáveis pela liquidação de desvios, mas também aos prestadores de serviços de compensação. Esta medida poderia contribuir para a segurança do aprovisionamento, ao assegurar que os agentes de mercado responsáveis pela liquidação de desvios e os prestadores de serviços de compensação suportem o mesmo preço pela energia produzida/consumida, visto que uma diferenciação de preços pode resultar numa arbitragem ineficiente por parte dos intervenientes no mercado. A Comissão também considera que a função de fixação de preços de escassez deve ser acionada pela escassez de reservas na rede e que deve ser calibrada de modo a fazer subir os preços da energia de compensação para o VEND quando a rede esgota as reservas. A Comissão convidou a Bélgica a equacionar uma alteração correspondente do seu regime de fixação de preços de escassez até 1 de janeiro de 2022, o mais tardar. Além disso, a Bélgica está a implementar a liquidação de desvios e prepara-se para aderir às plataformas de compensação da UE para reservas de restabelecimento da frequência com ativação automática (aFRR) e reservas de restabelecimento da frequência com ativação manual (mFRR), cujas entradas em funcionamento estão previstas para o final de 2021 e 2022, respetivamente. Além do mais, a Bélgica assumiu os seguintes compromissos no que respeita à contratação de compensação e de serviços de sistema:

(63)

O relatório anual, que a Bélgica apresentou em julho de 2021, confirma que estas medidas foram entretanto aplicadas.

(64)

Na Bélgica, a resposta da procura é elegível para participação nos mercados grossistas de eletricidade (incluindo para o dia seguinte e intradiários) e no mercado de compensação, recebendo um tratamento similar ao dos restantes participantes no mercado e prestadores de serviços de compensação. A resposta da procura pode ser representada individualmente ou por intermédio de agregadores. Para facilitar ainda mais a resposta da procura, a Bélgica comprometeu-se, no seu plano de execução (apresentado em 2019), a implantar contadores inteligentes, que serão diferentes em cada uma das suas regiões:

(65)

Em 2020, a Bélgica tinha uma taxa de interligação elétrica de 21 %. Com os projetos já programados (ver o Plano Federal de Desenvolvimento para 2020-2030 (38)), a taxa de interligação elétrica da Bélgica atingirá cerca de 30 % em 2030 (39). Os seguintes reforços da rede belga ficaram recentemente operacionais ou ficarão operacionais nos próximos anos:

(66)

O MRC estará aberto a todas as capacidades que consigam contribuir para a adequação dos recursos, quer se trate de operadores de capacidade, armazenamento e resposta da procura existentes ou novos. Será permitida a agregação de capacidades, incluindo de tecnologias diferentes.

(67)

Será igualmente permitida a participação de capacidades estrangeiras. A secção 2.10 descreve as regras aplicáveis.

(68)

Os beneficiários do MRC serão os fornecedores de capacidade selecionados no procedimento de concurso.

(69)

O limite mínimo de participação foi fixado em 1 MW, designadamente pelos seguintes motivos:

(70)

O Decreto Real sobre os critérios de elegibilidade relativos ao apoio cumulativo e ao limite mínimo de participação prevê uma avaliação do nível do limite mínimo de participação durante o ciclo de vida do MRC, pelo menos de cinco em cinco anos.

(71)

As regras da agregação permitem a participação de fornecedores de capacidade mais pequenos que não cumprem o requisito do limite mínimo.

(72)

Vários fornecedores de capacidade podem decidir agregar-se numa única unidade do mercado de capacidade com pelo menos 1 MW, sem qualquer restrição na dimensão máxima. A única restrição é que os pontos de entrega aos quais os programas diários dos mercados da energia se candidatam (por norma, pontos de entrega do dia com uma dimensão superior a 25 MW) não podem fazer parte de uma carteira agregada. A agregação é permitida em todas as tecnologias. Por outro lado, é permitida a reafetação de componentes numa unidade do mercado de capacidade (UMC) agregada, a fim de aumentar a flexibilidade para os agregadores e de incentivar a sua participação no processo de leilão.

(73)

As regras da agregação serão periodicamente reavaliadas e, se necessário, modificadas pelas autoridades belgas, no sentido de assegurar que não constituem um obstáculo à participação no leilão.

(74)

O mecanismo prevê uma categoria específica de «capacidade não confirmada». Define-se como uma capacidade que, no início do processo de pré-qualificação do A-4, não pode ser associada a um ponto de entrega e, por conseguinte, não pode observar os requisitos de pré-qualificação de pontos de entrega. Esta categoria está aberta a todas as tecnologias e visa estimular a participação de capacidades suscetíveis de encontrar mais dificuldades para cumprir, desde logo, o nível de maturidade padrão exigido no A-4. As capacidades não confirmadas representam projetos menos maduros, ou seja, quando o ponto de entrega ainda não é conhecido; não está disponível nenhum plano de execução do projeto e o projeto amadurece apenas no período de pré-entrega. As autoridades belgas explicaram que o conceito de «capacidade não confirmada» foi introduzido a pedido do mercado e que pode afigurar-se particularmente útil para os agregadores/operadores de gestão da procura, que se consideram capazes de encontrar uma capacidade desta natureza durante o período de pré-entrega, mas, por exemplo, ainda têm de fechar acordos com locais de procura/estão a equacionar várias hipóteses. Uma capacidade não confirmada só deve ser proposta num leilão A-4. Esta categoria apenas pode ser classificada na categoria de capacidade normalizada de contratos de um ano (ver os considerandos 138 e 145).

(75)

A fim de limitar os riscos para a segurança do sistema decorrentes da utilização de projetos menos maduros, a capacidade total que pode ser aceite nesta categoria está limitada a 200 MW para o primeiro leilão. A Lei da Eletricidade dispõe que as decisões sobre essa capacidade total máxima devem ser tomadas por leilão. O limite poderá evoluir ao longo do tempo, com base num rendimento positivo da experiência obtida.

(76)

O MRC está aberto a todos os detentores de capacidade, em função da sua taxa de disponibilidade e da sua contribuição para o objetivo de adequação dos recursos. Com efeito, não se espera das UMC que estejam disponíveis permanentemente e com a totalidade da sua potência de referência, devido, por exemplo, às condições meteorológicas, aos ciclos de manutenção, a interrupções.

(77)

Por este motivo, é calculado um fator de redução para cada tecnologia, a fim de avaliar a sua fiabilidade e o seu contributo para a segurança do aprovisionamento durante momentos especialmente relevantes do ponto de vista da adequação (as chamadas «horas de escassez simulada»). Assim, os detentores de capacidade só podem participar no leilão e são apenas elegíveis para contratos de capacidade que não ultrapassem a sua capacidade reduzida (41).

(78)

A metodologia aplicada para calcular estes parâmetros de redução difere consoante a tecnologia e é circunstanciada no Decreto Real, que estabelece a metodologia de cálculo da capacidade e os parâmetros relativos aos leilões. Assim, depende da categoria da capacidade:

(79)

Em 4 de maio de 2021, a Bélgica apresentou fatores de redução atualizados, ilustrados no quadro a seguir:

Quadro 4

Fatores de redução

Fonte: Notificação (42)

(80)

As regras de redução podem ser revistas anualmente e modificadas, se necessário. Concretamente, o ORT consultará a lista de tecnologias atualmente existentes no mercado. Se for recebida a indicação de que falta um novo tipo de tecnologia na lista, o mesmo poderá ainda assim ser tido em conta durante a calibração anual dos fatores de redução. Como tal, se necessário, os fatores de redução e as tecnologias serão atualizados anualmente e revistos.

(81)

No que tange à participação transfronteiriça, a capacidade de entrada máxima disponível para a participação de capacidade indireta estrangeira numa zona de controlo deve ser definida pelo operador da rede para cada zona de mercado com ligação elétrica direta à zona de controlo belga, em conformidade com o artigo 26.o do Regulamento Eletricidade.

(82)

Enquanto se aguarda a adoção das estratégias, propostas ou decisões aplicáveis para dar cumprimento ao disposto no artigo 26.o do Regulamento Eletricidade, o contributo de cada zona de mercado com ligação direta à Bélgica é determinado pelo contributo dessas zonas durante as horas de escassez simulada, tal como descrito na secção 2.10.1.

(83)

A fim de garantir condições de igualdade com outras capacidades contratadas no leilão A-4, a Elia utilizará os fatores de redução conhecidos à data do leilão A-4 como parâmetro de entrada para o processo normalizado de pré-qualificação das capacidades não confirmadas (uma vez que o processo normalizado de pré-qualificação aplicável a estas capacidades pode ser organizado num prazo até 24 meses após o leilão A-4).

(84)

De acordo com a notificação, o ORT organizará leilões para o MRC em função do nível de recursos de capacidade necessários para garantir um nível satisfatório de adequação dos recursos para cumprir a norma de fiabilidade.

(85)

Todos os anos, é realizado um leilão de capacidade para o fornecimento num prazo de quatro anos («leilão A-4»). No ano imediatamente anterior ao ano de fornecimento do leilão principal, realiza-se outro leilão para o ano seguinte («leilão A-1»). A organização do primeiro leilão A-4 está prevista para 2021, ao passo que o primeiro leilão A-1 deverá ocorrer em 2024.

(86)

Numa versão anterior da Lei da Eletricidade, o artigo 7.o-J, n.o 2, dispunha que incumbia ao ORT propor a metodologia para definir os parâmetros de determinação da quantidade da capacidade a adquirir. Nos termos do Regulamento Eletricidade, aplicável desde 1 de janeiro de 2020, o Estado-Membro deve aprovar o volume a leiloar com base numa proposta da entidade reguladora, a saber, a CREG. Por conseguinte, o Comité MRC (SPF Economia, CREG, Elia e Gabinete do Ministro da Energia) decidiu, já em 2019, que a CREG elaboraria uma proposta de metodologia relativa aos parâmetros de determinação do volume a contratar nos leilões. Os considerandos a seguir fornecem mais pormenores sobre a cronologia.

(87)

Em 22 de novembro de 2019, a Elia elaborou um projeto de proposta de decreto real sobre a definição da metodologia para os parâmetros relativos aos leilões (tais como os fatores de redução, os preços de exercício e de referência, o limite de preço intermédio), incluindo o processo de definição do cenário para determinar a capacidade necessária (43). Em 6 de dezembro de 2019, a CREG adotou um parecer (44) sobre a proposta da Elia, no qual explica, nomeadamente, que a utilização do cenário UE-PRIE para determinar a capacidade a adquirir é inadequada (45) e incompatível com o artigo 24.o, n.o 1, do Regulamento Eletricidade.

(88)

Em 18 de março de 2020, a CREG enviou ao ministro belga da Energia um projeto de proposta 2064 relativo à determinação do volume de capacidade a adquirir. O projeto de proposta inspirou-se essencialmente na nota (Z) 2024 da CREG, a qual fora enviada ao ministro em 20 de dezembro de 2019, no seguimento de uma consulta pública (46). A CREG adotou a proposta final em 24 de março de 2020 (47). A proposta:

a)

Deriva uma restrição orçamental, pela qual o custo do MRC tem de ser inferior ao custo para o consumidor devido à previsão da energia não aproveitada (PENA) (48) que um MRC permite evitar. O custo do MRC é o custo da capacidade requerida para cumprir a norma de fiabilidade. O custo esperado da falta de energia equivale à PENA multiplicada pela disponibilidade para pagar relativamente aos clientes que, involuntariamente, não recebem essa energia (VEND). Em caso de risco para a segurança do aprovisionamento, este VEND representa o custo de não aprovisionamento anunciado com antecedência. Baseando-se nos valores de VEND do Gabinete de Planeamento (49) e num estudo da ACER (50), a CREG deriva a seguinte restrição orçamental: Fonte: CREG, «Proposition (E)2064 – 24 mars 2020»

b)	Deriva a seguinte curva da procura, em que o volume concreto a leiloar é C-Q (51): Fonte: CREG, «Proposition (E)2064 – 24 mars 2020»

(89)

Tendo em conta os resultados da consulta pública sobre a nota 2024 da CREG, o Ministério belga da Energia concluiu que a metodologia proposta pela CREG (especialmente a restrição orçamental) não fornece garantias suficientes de que o objetivo do MRC, de «assegurar o nível exigido de segurança do aprovisionamento», seria cumprido em conformidade com os critérios jurídicos.

(90)

Consequentemente, o Ministério belga da Energia desenhou um método alternativo para definir os parâmetros de determinação da quantidade de capacidade adquirida no âmbito do mecanismo de capacidade, tomando em consideração a proposta de decreto real da Elia mencionada no considerando 87 e a proposta da CREG mencionada no considerando 88. Foi realizada uma consulta pública sobre esta metodologia adaptada, que decorreu entre 23 de março de 2020 e 27 de março de 2020. Ao abrigo da Lei do MRC alterada, as disposições adaptadas do artigo 7.o-J, n.o 2, da Lei da Eletricidade preveem que os parâmetros de definição do volume a contratar devem ser definidos num decreto real, com base numa proposta da entidade reguladora. O decreto real final foi publicado no Jornal Oficial da Bélgica em 30 de abril de 2021, na sequência da aprovação da Lei do MRC alterada (52). Os considerandos 91 a 99 descrevem o processo de acordo com o disposto nesse decreto real final.

(91)

Todos os anos, a quantidade de capacidade exigida para cumprir a norma de fiabilidade num futuro ano de fornecimento específico (ou seja, o volume-alvo) será determinado com base numa proposta da entidade reguladora. Ao apresentar essa proposta, a entidade reguladora tem em conta os dados fornecidos pelo ORT, o qual também procede ao cômputo desses dados com base num cenário e em valores intermédios previamente propostos pela entidade reguladora e determinados pelo ministro. O volume-alvo é determinado com base na norma de fiabilidade prevista por lei, que corresponde a determinado valor LOLE. É calibrado um cenário, com o intuito de assegurar que esse critério seja cumprido. Após a calibração do cenário, é efetuada uma simulação do mercado, através da qual são identificadas as horas de escassez simulada. Depois disso, o volume-alvo é calculado como a soma da carga média durante as horas de escassez simulada com as necessidades de compensação, da qual é subtraída a PENA média durante as horas de escassez simulada.

(92)

O cenário referido no considerando 91 será um dos cenários centrais de referência utilizados para identificar o problema de adequação dos recursos, a partir da última AEAR (53) ou da última ANAR (54), e será atualizado com as informações mais recentes disponíveis (55). O processo destinado a completar a quantidade de capacidade a contratar também deve respeitar as disposições aplicáveis do Regulamento Eletricidade.

(93)

O Decreto Real estabelece o processo descrito a seguir para determinar o cenário de referência. Como contributo para a decisão do ministro da Energia, o ORT belga publicará uma recomendação, após uma consulta pública dos agentes do mercado quanto aos dados e aos pressupostos. Subsequentemente, a entidade reguladora apresentará uma proposta relativa ao cenário de referência, tendo em conta a metodologia prevista no Decreto Real. Por último, o SPF Economia emitirá um parecer sobre essa proposta. A decisão final quanto à escolha do cenário é da responsabilidade do ministro da Energia.

(94)

Um limite global do leilão define a remuneração máxima que pode ser auferida por uma oferta no leilão do MRC e aplica-se a todas as categorias de capacidade. Ao restringir a remuneração máxima que pode ser auferida, o limite global do leilão reduz a possibilidade de utilizar abusivamente o poder de mercado através da apresentação de ofertas inadequadas. O limite de preço global do leilão é calculado multiplicando o CONE líquido (56) por um fator X. O valor do fator de correção X tem em conta as incertezas em torno da estimativa do CONE líquido, quer no respeitante ao nível da variabilidade dos custos brutos de um novo operador associado a diferentes tecnologias, quer na determinação das rendas anuais inframarginais no mercado da energia e das receitas líquidas no mercado de serviços auxiliares de compensação. O limite de preço global do leilão para o primeiro leilão equivale a 75 EUR/kW/ano, o que equivale ao CONE líquido multiplicado por um fator de correção de 1,50 (57).

(95)

A curva da procura relativa aos leilões A-4 é concebida com base em três pontos, como ilustra a figura infra:

(96)

A curva da procura relativa aos leilões A-1 é concebida com base nos mesmos pontos B e C dos leilões A-4, mas o volume-alvo é ajustado para ter em conta a capacidade já contratada no leilão A-4 correspondente ao mesmo período de entrega. O ponto A corresponde, na ordenada, ao limite de preço global do leilão e, na abcissa, ao volume-alvo.

(97)

As autoridades belgas consideram que a conceção das curvas da procura observa dois princípios:

(98)

Nos termos da Lei da Eletricidade, um volume mínimo de capacidade deve ser reservado para os leilões A-1 e deduzido do volume-alvo relativo ao leilão A-4. Este volume reservado deve ser pelo menos equivalente à capacidade exigida, em média, para cobrir o pico de capacidade total durante menos de 200 horas de funcionamento por ano. Em conformidade com o Decreto Real que determina a metodologia de cálculo da capacidade e os parâmetros relativos aos leilões no contexto do mecanismo de remuneração da capacidade, a capacidade necessária, em média, para cobrir o pico de capacidade total durante menos de 200 horas deve ser determinada, para cada bloco de 100 MW, pelo número médio de horas requeridas para satisfazer o critério da segurança do aprovisionamento com base na curva de duração de carga. Trata-se, nomeadamente, das horas requeridas por determinadas necessidades de capacidade para atingir o consumo máximo de eletricidade. A estimativa da curva da procura levou à reserva de aproximadamente 2,5 GW para o leilão A-1 previsto para 2024. De acordo com a Bélgica, a decisão de reservar uma parte do volume a contratar para o processo do leilão A-1 reflete a sua vontade de realçar a neutralidade e abertura técnicas do mecanismo. Esta medida incentiva a participação dos prestadores de resposta da procura, uma vez que estas capacidades poderão encontrar mais dificuldades para planearem a sua disponibilidade com muita antecedência, complicando possivelmente a sua participação no leilão A-4. Não obstante esta mudança de volume de capacidade para o leilão A-1, todos os detentores de capacidade estão autorizados a participar tanto no processo do leilão A-4 como do leilão A-1 durante um período de entrega determinado.

(99)

Antevendo a aplicação do projeto de decreto real final:

(100)

A curva da procura relativa ao leilão A-4 em outubro de 2021 tem por base o cenário central da MAF 2019, com dados atualizados e correções baseadas na «avaliação da adequação da produção» efetuada pelo PLEF e publicada em abril de 2020 (ver igualmente os considerandos 287 a 289).

(101)

O Estudo de Adequação e Flexibilidade de 2021 utiliza o cenário central da MAF 2020, complementando-o com o conjunto de dados mais recente disponível para cada país e recolhido no âmbito da REORTE e informações públicas ou estudos nacionais atualizados para outros países. De acordo com a Bélgica, a utilização da mesma fonte (MAF) como conjunto de dados, tanto para as avaliações da adequação dos recursos como a calibração da curva da procura, permite garantir um quadro de coerência.

(102)

A Bélgica esclareceu que a sensibilidade utilizada nos cálculos da curva da procura para o primeiro leilão relativamente à indisponibilidade da capacidade nuclear francesa (em consonância com a «avaliação da adequação da produção» efetuada pelo PLEF) foi igualmente modelizada no Estudo de Adequação e Flexibilidade de 2021.

(103)

A estimativa do volume a contratar nos primeiros leilões A-4 e A-1 ronda os 9,5 GW. O volume total é definido por leilão e baseia-se na metodologia descrita na secção 2.5.2. Na curva da procura para o leilão A-4, as autoridades belgas reservaram um volume significativo para o leilão A-1, assegurando que uma nova calibração será realizada mais perto do ano de fornecimento e evitando que fosse leiloada demasiada capacidade no primeiro leilão A-4. Esta grande reserva A-1 permite às autoridades belgas acomodar ligeiros desvios após novos dados de entrada e melhorias metodológicas, além de assegurar a tecnologias novas e inovadoras boas possibilidades de participar e, deste modo, garantir, na prática, a neutralidade tecnológica da medida.

(104)

Ao todo, cerca de 54 % do pico de consumo médio nos períodos de escassez será contratado no leilão A-4, em 2021, diminuindo assim o volume pretendido para a quantidade estritamente necessário.

(105)

A Bélgica comprometeu-se a verificar e, se necessário, ajustar os volumes a contratar no leilão T-4 em 2023 e no leilão T-1 em 2026 cruzando-os com os resultados da ANAR de 2023.

(106)

Todos os detentores de capacidade de geração superior a 1 MW estão sujeitos a um procedimento de pré-qualificação obrigatório. Contudo, as capacidades pré-qualificadas não são obrigadas a participar no procedimento de concurso (autoexclusão). Para facilitar esta pré-qualificação obrigatória, é previsto um processo de pré-qualificação acelerado, a fim de permitir aos detentores de capacidade cumprir, com o mínimo esforço, o requisito de pré-qualificação (apenas é requerido um conjunto mínimo de informações, como um número de identificação, o tipo de ponto de entrega e a capacidade instalada total): para os detentores de capacidade após um processo de pré-qualificação acelerado, a capacidade é automaticamente tratada como autoexclusão.

(107)

Os requisitos de pré-qualificação incluem um limite de emissão: os fornecedores de capacidade que ultrapassem os limites de emissão infra não podem participar no leilão de capacidade:

(108)

Por outro lado, no âmbito do processo de pré-qualificação, os candidatos devem fornecer uma garantia financeira provisória para poderem participar no leilão. Esta garantia financeira provisória torna-se efetiva quando a UMC é selecionada no leilão. Se, após a seleção no leilão, o fornecedor de capacidade não respeitar as suas obrigações contratuais, ou se não pretender assinar o contrato de capacidade, serão impostas sanções financeiras no âmbito do processo de controlo pré-entrega. No caso de as sanções não serem pagas, a contraparte no contrato tem o direito de acionar a garantia financeira. Aquando da pré-qualificação, o montante da garantia financeira provisória será de 20 000 EUR/MW para as UMC virtuais e adicionais e de 10 000 EUR/MW para as UMC existentes, em função do volume elegível da UMC (dado que a capacidade contratada ainda não é conhecida e assegurando que a garantia financeira seja proporcional à dimensão do projeto e ao correspondente risco para a rede em caso de não fornecimento). Se a capacidade contratada final da UMC for inferior ao seu volume elegível, o montante da garantia financeira é reduzido para a diferença positiva entre o volume elegível e a capacidade contratada, multiplicada por 20 000 EUR (para as UMC virtuais e adicionais) ou 10 000 EUR (para as UMC existentes).

(109)

Além disso, as partes que desejam candidatar-se à pré-qualificação para novas instalações (no âmbito de um contrato de capacidade de 15 anos) alimentadas a combustíveis fósseis têm de reconhecer que a obtenção de um contrato de capacidade não as isenta do cumprimento da legislação atual e futura e dos objetivos estabelecidos pela União Europeia e/ou pela Bélgica de redução das emissões de gases com efeito de estufa. Adicionalmente, têm de reconhecer que a obtenção de um contrato de capacidade as obriga a contribuir para a elaboração de políticas com vista a realizar esses objetivos. Para o efeito, devem anexar uma declaração escrita pela qual se comprometem a:

(110)

A concretização dos compromissos enunciados no considerando 109 deve ser demonstrada à Direção-Geral da Energia do SPF Economia.

(111)

O mecanismo de leilão competitivo recorre ao formato de leilão de licitação selada, em que os licitantes realizam ofertas anonimamente e o mercado encerra subsequentemente numa única ronda. De acordo com as autoridades belgas, em virtude de não facultar informações ao mercado durante o encerramento do mercado e não permitir que os licitantes atualizem as suas ofertas, o formato de leilão de licitação selada limita as possibilidades de abuso de poder de mercado. As autoridades belgas referem ainda que, ao contrário dos leilões descendentes, com o processo de licitação selada, os licitantes não ficam amarrados durante (normalmente) 2-3 dias nos quais devem estar disponíveis para reagir às informações divulgadas para o processo de leilão. O processo de leilão menos complexo e moroso poderia ajudar a diminuir os obstáculos à entrada, que afetam especialmente os agentes novos e pequenos e os agentes de resposta da procura cuja atividade principal não é o mercado da energia.

(112)

Todos os licitantes selecionados obterão uma remuneração da capacidade, com base na regra de pagamento do preço licitado para todos os leilões relativos pelo menos aos dois primeiros períodos de entrega (leilões A-4 e A-1 para os períodos de entrega com início em novembro de 2025 e novembro de 2026). Por outras palavras, os fornecedores de capacidade selecionados receberão, como remuneração da capacidade, o seu preço de licitação.

(113)

Após a apresentação ao Parlamento de um relatório de avaliação, a regra de pagamento com preço uniforme poderá aplicar-se aos leilões relativos aos períodos de entrega seguintes. Ao abrigo da regra de pagamento com preço uniforme, a remuneração da capacidade equivale ao preço de licitação da oferta mais alta selecionada (sujeita ao limite de preço intermédio; ver secção 2.5.4.2).

(114)

As autoridades belgas consideram que o contexto de adequação na Bélgica por volta de 2025 exigirá uma nova capacidade (ver considerando 29). Por conseguinte, os detentores de capacidade que apresentam estruturas de custos muito heterogéneas serão prováveis licitadores nos primeiros leilões para o MRC. Como tal, as autoridades belgas receiam que alguns fornecedores de capacidade possam beneficiar de elevadas rendas inframarginais do MRC e, portanto, de lucros inesperados caso seja aplicada a regra de pagamento com preço uniforme. De acordo com a Bélgica, teoricamente, num cenário de informações perfeitas com as quais os participantes no mercado possam prever o futuro preço de encerramento do mercado no âmbito do pagamento com preço uniforme, uma regra de pagamento do preço licitado teria o mesmo efeito, já que os licitantes têm incentivos para licitar com esse preço de encerramento previsto. Contudo, na prática, os primeiros leilões para o MRC acarretam inevitavelmente um certo grau de incerteza e imprevisibilidade relacionadas com o potencial preço de mercado uniforme. Por conseguinte, no âmbito de uma regra de pagamento do preço licitado, os intervenientes no mercado poderão agir de forma mais prudente para evitar o risco de não serem selecionados, razão pela qual o pagamento do preço licitado pode produzir um resultado menos dispendioso.

(115)

No entanto, a Bélgica considera que a vantagem em termos de custo-eficiência dos leilões com pagamento do preço licitado tenderá provavelmente a diminuir ao longo do tempo, não só porque a exigência de nova capacidade poderá desaparecer, mas também porque a realização frequente de leilões com pagamento do preço licitado permite aos participantes no mercado prever melhor o preço de referência de encerramento do mercado, o que resulta numa curva da oferta «achatada». Acresce que, se o problema da «falta de dinheiro» viesse a desaparecer num horizonte de médio a longo prazo, o pagamento do preço licitado impediria que a tendência de preços atingisse o nível zero, uma vez que os fornecedores de capacidade não têm incentivos para licitar valores zero no âmbito de uma regra de pagamento do preço licitado.

(116)

A Bélgica considera que, após os leilões seguintes, a regra de pagamento com preço uniforme poderá tornar-se a melhor opção para estimular a concorrência, dar um sinal de preço transparente e permitir que as remunerações das capacidades tendam para zero quando se preveja que o nível da oferta de capacidade seja adequado para satisfazer o nível da procura de capacidade. Uma característica importante da regra de pagamento com preço uniforme é o facto de o comportamento de licitação racional ser a apresentação de uma oferta que reflete os custos reais. Além disso, uma vez que o pagamento com preço uniforme transmite ao mercado um sinal de preço transparente, essa informação pode ser particularmente valiosa para as unidades de pequena escala e os novos intervenientes no mercado, porquanto pode dar-lhes uma perceção mais clara das condições de mercado atuais e esperadas no futuro, fomentando assim a participação ao longo do tempo. Por outro lado, a regra de pagamento com preço uniforme facilita os acordos contratuais, especialmente para as agregações. Neste sentido, a Bélgica estabelecerá um procedimento que permitirá mudar para a regra de pagamento com preço uniforme quando se revelar vantajoso fazê-lo.

(117)

Conforme descrito pormenorizadamente na secção 2.6, as UMC que necessitem de investimentos avultados podem candidatar-se a um contrato de capacidade plurianual. Por ora, esta regra não se aplica à participação indireta estrangeira, à qual só podem ser adjudicados contratos de um ano (ver considerandos 143 e 144). De acordo com as autoridades belgas, as necessidades de custos de investimento que as UMC inseridas na categoria dos contratos de um ano têm de suprir são baixas ou nulas (caso contrário, seriam elegíveis para um contrato plurianual). Por conseguinte, está prevista a aplicação de um limite de preço intermédio às UMC na categoria de contratos de um ano, a fim de evitar lucros inesperados. Esta regra aplicar-se-á igualmente aos contratos adjudicados à capacidade indireta estrangeira (ver informações pormenorizadas na secção 2.10.1).

(118)

As UMC na categoria de contratos de um ano não estarão autorizadas a licitar um preço superior ao limite de preço intermédio. Além disso, mesmo ao abrigo da regra de pagamento com preço uniforme (ver considerando 113), as referidas UMC não receberiam pagamentos de capacidade superiores ao limite de preço intermédio.

(119)

De acordo com as autoridades belgas, o limite de preço intermédio obstará igualmente a que os intervenientes com poder de mercado significativo decidam estrategicamente abandonar por um período indefinido ou encerrar a capacidade existente, retirando, assim, efetivamente capacidade do mercado e influenciando o preço de encerramento do mercado. Ao limitar as remunerações máximas de capacidade relativamente às capacidades na categoria de contratos de capacidade de um ano (entre as quais, os ativos existentes), o limite de preço intermédio restringiria as possibilidades de rendas inframarginais excessivas.

(120)

As autoridades belgas indicam que o limite de preço intermédio deve, por um lado, ser suficientemente baixo para evitar lucros inesperados, mas, por outro, não deve ser demasiado baixo ao ponto de impedir retornos normais para os investidores, ou mesmo de impedir as UMC de participar no leilão do MRC e criar um sinal de saída indesejado.

(121)

A metodologia descrita no Decreto Real que define a metodologia de cálculo dos parâmetros relativos aos leilões no âmbito do mecanismo de remuneração da capacidade determina que o limite de preço intermédio deve ser calibrado de acordo com o nível esperado de «falta de dinheiro» da tecnologia com o pior desempenho a operar atualmente no mercado, tomando em consideração tanto os custos como as receitas.

(122)

São tidos em conta os seguintes custos:

(123)

Estas componentes de custos são divididas pelos fatores de redução aplicáveis, dado que o limite de preço intermédio se aplica no leilão em que os preços são expressos por MW reduzido. As autoridades belgas facultaram os dados apresentados no quadro 5 a seguir (64).

Quadro 5

Custos anuais totais numa lista restrita de tecnologias existentes  (65)

Fonte: Notificação

(124)

São tidas em conta as seguintes receitas anuais:

(125)

As autoridades belgas facultaram os dados apresentados no quadro 6 a seguir:

Quadro 6

Receitas anuais totais numa lista restrita de tecnologias existentes  (67)

Fonte: Notificação

(126)

Por último, a «falta de dinheiro» é calculada subtraindo ao valor dos custos anuais a receita anual. Ao resultado da subtração é adicionada uma margem de incerteza de 5 %, a fim de ter em conta as incertezas gerais inerentes a uma estimativa de «falta de dinheiro», especialmente porque a calibração do limite de preço intermédio exige uma generalização dos valores dos custos e das receitas por tecnologia e porque esta estimativa é efetuada até vários anos antes do correspondente período de entrega.

(127)

As autoridades belgas facultaram os dados apresentados no quadro 7. Os diferentes «níveis» do valor relativo à «falta de dinheiro» representam a seguinte categorização: o nível 1 considera montantes de custos baixos e montantes de receitas elevados; o nível 2 considera montantes de custos baixos e montantes de receitas médios; o nível 3 considera montantes de custos baixos e montantes de receitas baixos; o nível 4 considera montantes de custos médios e montantes de receitas elevados; o nível 5 considera montantes de custos médios e montantes de receitas médios; o nível 6 considera montantes de custos médios e montantes de receitas baixos.

Quadro 7

Valores relativos à «falta de dinheiro» derivados para uma lista restrita de tecnologias existentes  (69)

Fonte: Notificação

(128)

Com base no contributo e nos dados fornecidos pela Elia, bem como no parecer da entidade reguladora sobre estes dados, as autoridades belgas fixaram o limite de preço intermédio para o primeiro leilão, ou seja, o leilão A-4, cujo período de entrega ocorrerá entre novembro de 2025 e outubro de 2026, em 20 EUR/kW reduzido/ano.

(129)

Durante o procedimento formal de investigação, a Bélgica instituiu um mecanismo que permite uma derrogação individual do limite de preço intermédio (70).

(130)

O mecanismo de derrogação foi introduzido no Decreto Real que determina a metodologia de cálculo da capacidade e os parâmetros relativos aos leilões no contexto do MRC. Este mecanismo é aplicável tanto às capacidades nacionais como às capacidades transfronteiriças indiretas.

(131)

De acordo com o Decreto Real, para o primeiro leilão, devido ao tempo limitado entre a conceção do mecanismo de derrogação e a preparação do primeiro leilão, a derrogação será concedida ex post, isto é, após o encerramento do leilão. A Bélgica explicou que os potenciais beneficiários requererão a derrogação antes dos leilões e prestarão todas as informações relevantes antes dos leilões. Todos os critérios e regras aplicáveis à derrogação serão definidos de forma transparente antes dos leilões. A derrogação não será dependente das ofertas apresentadas por qualquer participante nos leilões. Por último, caso se conclua posteriormente que algumas unidades não são elegíveis para a derrogação e os seus pagamentos sejam objeto de cortes, tal não prejudica o resultado (contrato, pagamento e quantidade adjudicada) em relação às demais unidades que tenham participado no leilão.

(132)

O leilão de capacidade deve ser encerrado com a escolha da combinação de licitações que maximize o bem-estar social, tendo em conta a curva da procura (definida administrativamente) e a curva da oferta (ao agregar as diferentes licitações dos detentores de capacidade) e tendo em consideração o volume e as componentes dos preços das diferentes licitações. Neste contexto, o bem-estar social é calculado como a soma do excedente do consumidor (excedente para a sociedade gerado pela satisfação da procura de segurança do aprovisionamento a um preço inferior à disponibilidade para pagar capacidade, definida pela curva da procura) com o excedente do produtor (excedente para os fornecedores de capacidade gerado pela seleção das suas licitações a um preço superior ao preço de licitação).

(133)

Caso haja várias opções de encerramento (ou seja, uma combinação de licitações) equivalentes em termos de maximização do excedente económico, é selecionada a opção com as emissões de CO2 mais baixas. Caso haja duas opções equivalentes em termos de maximização do excedente económico e de emissões médias ponderadas de CO2, é selecionada a opção com a duração média ponderada do contrato mais curta, no intuito de limitar a vinculação ao longo de vários anos (71).

(134)

O algoritmo do leilão terá igualmente em conta os condicionalismos de rede, de tal maneira que rejeitará determinadas combinações de licitações que, juntas, não são viáveis para a rede. O conjunto de condicionalismos de rede relacionados com a rede do ORT a aplicar durante o encerramento do leilão será determinado antes de ser efetuado o encerramento do leilão e será norteado por considerações de segurança do sistema ou por limitações de espaço físico.

(135)

De acordo com as autoridades belgas, uma duração mais prolongada do contrato de capacidade permite ao fornecedor de capacidade garantir um financiamento de longo prazo, para diluir os custos de investimento por um período mais extenso. Desta forma, é possível reduzir a remuneração da capacidade necessária por ano e ajudar a garantir que um projeto novo seja competitivo face aos projetos existentes no mercado. O potencial de novas entradas com preços competitivos também é um aspeto extremamente importante para controlar o poder de mercado dos fornecedores de capacidade existentes.

(136)

No entanto, uma duração mais prolongada do contrato de capacidade pode igualmente «vincular» o mercado da energia durante mais tempo a determinada tecnologia. Por conseguinte, o Estado belga optou por diferentes categorias de capacidade (1 ano, até 3, 8 e 15 anos). Em resultado desta medida, os novos investimentos não obtêm imediatamente um contrato de capacidade com a vigência máxima (15 anos), evitando assim que o futuro mercado da energia fique fechado à entrada de tecnologias novas (e potencialmente mais respeitadoras do ambiente).

(137)

Ao abrigo do Decreto Real de 12 de dezembro de 2019 (72) proposto pela CREG, os custos elegíveis são definidos como: «despesas de investimento iniciais e não recorrentes, ordenadas a partir da data de publicação dos resultados do leilão em que a licitação para essa capacidade é selecionada, e realizadas, o mais tardar, no dia anterior ao primeiro dia do período de fornecimento da capacidade, necessárias para a construção e/ou o fornecimento dos elementos físicos e técnicos essenciais da capacidade, e para efeitos de disponibilização de capacidade adicional ao mercado belga, a partir do primeiro período de entrega abrangido pelo contrato de capacidade». Para a capacidade existente, as despesas que se traduzem na disponibilização de capacidade adicional são: i) as despesas necessárias para permitir que a capacidade cumpra as normas ambientais e, desta forma, se mantenha no mercado; ii) as despesas necessárias para aumentar a capacidade instalada ou o tempo de vida técnico da instalação; e iii) no que se refere à capacidade direta estrangeira, as despesas necessárias para ligar a unidade a uma rede dentro da zona de controlo belga (ver secção 2.10.2).

(138)

O decreto real proposto estabelece os limiares apresentados no quadro 8. Estes limiares de investimento foram calculados por forma a assegurar que a estimativa de custos de investimento anualizados médios seja igual entre as categorias de capacidade relacionadas com uma duração máxima do contrato de capacidade de 15, 8 e 3 anos. A CREG proporá a atualização dos limiares de investimento quando se afigurar necessário e, no mínimo, de três em três anos (73). Os limiares têm em conta a capacidade instalada, e não a capacidade reduzida. De acordo com a Bélgica, se os limiares de investimento tivessem em conta a capacidade reduzida oferecida pela UMC em vez da capacidade instalada, as capacidades com um elevado fator de redução atingiriam mais facilmente os limiares de investimento para os contratos plurianuais, o que não seria compaginável com o objetivo do MRC.

Quadro 8

Limiares de investimento aplicáveis aos contratos de remuneração da capacidade de longo prazo

Fonte: SPF Economia

(139)

A CREG controlará os custos de investimento para assegurar, tanto na apresentação ex ante como ex post da unidade, que a categoria de capacidade atribuída a cada fornecedor de capacidade seja adequada. Mais concretamente, o fornecedor de capacidade tem de facultar uma pasta de investimento ex post que a entidade reguladora possa utilizar na sua avaliação ex post da categoria de capacidade atribuída. Se a análise ex post revelar que os critérios de custos não foram preenchidos (incluindo um intervalo de tolerância limitado para refletir pequenas incertezas), as condições contratuais poderão ser revistas (p. ex., a reclassificação da UMC na categoria de contrato apropriada). Além disso, caso a pasta de investimento ex post não seja facultada (atempadamente), há também a possibilidade de a entidade reguladora reclassificar a UMC na categoria de capacidade de um ano.

(140)

De acordo com a proposta inicial, é igualmente atribuída uma categoria de contrato às ofertas agregadas. Se uma oferta agregada for constituída por capacidades que correspondem a diferentes categorias de contratos, é-lhe atribuída a categoria de contrato correspondente à capacidade com a categoria de contrato de menor duração.

(141)

Esta proposta foi revista na sequência do procedimento formal de investigação. De acordo com o Decreto Real que define os limiares de investimento, os critérios de elegibilidade aplicáveis aos custos de investimento e o procedimento de pontuação, cada capacidade faz parte de uma oferta agregada classificada numa categoria de capacidade. Com base na classificação das capacidades, a CREG determina, quando aplicável, as suas diferentes combinações de classificações e liga cada combinação a uma potência nominal de referência máxima que corresponde à soma das capacidades nominais de referência das capacidades da oferta agregada, as quais são classificadas numa categoria de capacidade igual ou superior à categoria de capacidade especificada. O gestor da oferta agregada baseia-se nessa informação para escolher a categoria de capacidade que se aplica à oferta agregada.

(142)

Na sequência do procedimento formal de investigação, a Bélgica alterou igualmente as disposições do decreto real respeitantes aos custos de investimento elegíveis. Nos termos do decreto real alterado, apenas os custos de adaptação às futuras normas da União serão elegíveis no âmbito do MRC.

(143)

De acordo com as autoridades belgas, a possibilidade de contratos plurianuais não pode ser prevista para a capacidade estrangeira, dado que, a longo prazo, nem sempre será possível garantir uma capacidade de entrada suficiente. Esta última depende não só do nível de interligação e da sua disponibilidade, mas também do risco de pressão simultânea na rede com os países vizinhos, tratando-se de um risco que pode variar significativamente ao longo do tempo, dependendo do contexto de adequação e de mercado noutros países.

(144)

As autoridades belgas comprometeram-se, no entanto, a reverem a possibilidade de as capacidades estrangeiras terem acesso aos contratos plurianuais. A primeira revisão será efetuada até 15 de janeiro de 2023 e, ulteriormente, de dois em dois anos. Se a revisão demonstrar que os riscos relativos ao nível e à disponibilidade do interconector e o risco de pressão da rede simultânea estão adequadamente atenuados, de modo que os contratos com duração de mais de um ano para a capacidade indireta estrangeira não criem riscos desproporcionados para a adequação, poderão ser adjudicados contratos plurianuais a capacidades estrangeiras.

(145)

Por último, a capacidade não confirmada só pode ser elegível para um contrato de capacidade de um ano, atendendo à dificuldade em justificar valores precisos dos custos, que permitiriam inseri-los numa das categorias de contratos plurianuais (ver secção 2.4.4).

(146)

No mecanismo de capacidade belga, a contraparte no contrato compra a capacidade aos fornecedores de capacidade sob a forma de opções de fiabilidade. Os fornecedores de capacidade selecionados no leilão vendem as opções de fiabilidade ao comprador central e recebem, em contrapartida, uma remuneração fixa da capacidade. Sempre que o preço de referência exceda um nível predefinido – o chamado preço de exercício –, o fornecedor de capacidade tem a obrigação de devolver ao comprador central a diferença entre o preço de referência e o preço de exercício, calculada sobre os volumes de capacidade contratados.

(147)

Consequentemente, as receitas obtidas pelo fornecedor de capacidade no mercado apenas centrado na energia estão sujeitas ao limite do preço de exercício, mas, em contrapartida, é assegurada aos fornecedores de capacidade uma remuneração fixa e certa da capacidade. Por outras palavras, os fornecedores de capacidade cedem parte das suas rendas de escassez incertas para receber, em contrapartida, uma remuneração certa da capacidade, reduzindo consideravelmente o risco de receitas voláteis e, por conseguinte, os riscos relacionados com o investimento a realizar. A opção de fiabilidade tem um duplo objetivo: primeiro, a obrigação de devolução limita as possibilidades de lucros inesperados e, segundo, incentiva as UMC a manterem-se disponíveis em momentos importantes para a segurança do aprovisionamento.

(148)

A Bélgica escolheu o preço do mercado para o dia seguinte (MDS) como preço de referência. Segundo a Bélgica, as principais vantagens desta escolha são as seguintes:

(149)

A Bélgica explicou que a metodologia do preço de referência poderá ser futuramente revista, no sentido de assegurar que envia o sinal de preço mais adequado, logo que a maturidade dos outros mercados à vista aumentem para um nível próximo do mercado para o dia seguinte. Concretamente, os preços do mercado intradiário poderão ser novamente considerados, assim que a liquidez for suficiente e o mercado for contínuo.

(150)

A Bélgica optou por um preço de exercício único com algumas correções, a fim de assegurar a abertura do sistema no plano tecnológico e de limitar os lucros inesperados na calibração. De acordo com as autoridades belgas, estas correções são necessárias para reduzir o risco de haver um preço de exercício único para a participação de algumas tecnologias no MRC. Sem estas correções, as tecnologias com custos marginais a curto prazo superiores ao preço de exercício poderiam ser particularmente afetadas.

(151)

Conforme disposto no artigo 7.o-J, n.o 2, da Lei da Eletricidade, o parâmetro do preço de exercício será calibrado todos os anos por decreto ministerial adotado, o mais tardar, em 31 de março do ano em causa (simultaneamente para os leilões A-4 e A-1) e assente na metodologia definida no Decreto Real sobre os parâmetros relativos aos leilões.

(152)

Assim, terá por base uma análise das curvas agregadas que reunirão a parte flexível do volume da reação do mercado observada no MDS, ponderadas ao longo de um período de três anos para os períodos relevantes durante esses três anos (dias úteis no inverno). A metodologia indica que o preço de exercício calibrado deve ser escolhido dentro do intervalo correspondente [75 % a 85 %] do volume com preços flexíveis da reação do mercado que reage ao mesmo, e tendo em conta uma série de princípios orientadores:

(153)

Para a avaliação do primeiro critério, são tomados em consideração os resultados e as hipóteses utilizados no Estudo de Adequação e Flexibilidade de 2019, especialmente nas secções 2.9.3 e 2.9.4. O cálculo destes custos marginais a curto prazo assenta em diversos pressupostos: uma estimativa dos preços dos combustíveis, uma estimativa da evolução potencial do preço do CO2, uma estimativa do desempenho («eficiência») das várias tecnologias consideradas no Estudo de Adequação e Flexibilidade de 2019 (neste caso, TGCC, TGCA e gerador Diesel).

(154)

A Bélgica propôs um intervalo indicativo de preços de exercício calibrados, baseado nos três últimos períodos de inverno (inverno de 2016/2017 até inverno de 2018/2019), a diminuir para [320-500] EUR/MWh.

(155)

Tal implica que o preço de exercício poderá evoluir ao longo do tempo (apesar de se manter fixo para a duração do contrato de capacidade de uma UMC), em sintonia com a evolução no mercado da energia, e que os contratos de capacidade resultantes de um leilão não incluem necessariamente o mesmo preço de exercício que os contratos de capacidade relacionados com outro leilão. Em qualquer caso, os fornecedores de capacidade serão informados do preço de exercício aplicável antes de cada leilão, o que lhes permitirá ponderar essa informação nas suas licitações.

(156)

Além disso, a Bélgica optou por dar às UMC sem obrigação de programação individual (os prestadores de resposta da procura e os agregadores inserem-se normalmente nesta categoria) a possibilidade de substituir o preço de exercício único pelo seu preço de mercado declarado (ou seja, os seus custos marginais a curto prazo) na obrigação de devolução, sempre que este seja superior ao preço de exercício único. Por outras palavras, as UMC sem obrigação de programação individual (e, portanto, os prestadores de resposta da procura) só estão sujeitas à obrigação de devolução se o preço de referência exceder o seu preço de mercado declarado, que representa o preço acima do qual estes fornecedores de capacidade declararam ter fornecido energia ao mercado da energia. Quer isto dizer que, no caso de a calibração do preço de exercício único resultar num preço inferior aos respetivos custos de ativação, estas UMC não são obrigadas a devolver as receitas não obtidas no mercado da energia (se o preço de referência exceder o preço de exercício mas continuar inferior ao preço de mercado declarado das UMC). Esta medida foi introduzida após o processo de consulta pública para acalmar os receios dos prestadores de resposta da procura e de outras partes de que, caso contrário, enfrentariam mais dificuldades para participar, dado que poderiam ser sujeitos a devoluções sem o respetivo despacho e depois de terem inicialmente obtido receitas. De acordo com a Bélgica, a medida também assegura uma abertura no plano tecnológico e, ao mesmo tempo, limita os lucros inesperados. Mais concretamente, de acordo com as autoridades, este elemento da conceção deve possibilitar expressamente a participação da resposta da procura no MRC e de qualquer outra tecnologia com custos marginais a curto prazo mais altos.

(157)

Além disso, as UMC sem obrigação de programação individual podem decidir declarar, como preço de mercado declarado, vários preços para o dia seguinte. Trata-se de um aspeto especialmente importante para os agregadores, que podem ter uma carteira constituída por UMC com diferentes preços marginais e refletir a sua curva de custos real. O intuito é evitar que seja aplicada a obrigação de devolução à energia que não tenha sido vendida no mercado e nos casos em que não tenham sido obtidas receitas.

(158)

Sempre que o preço da eletricidade no mercado grossista para o dia seguinte exceda o preço de exercício, o fornecedor de capacidade tem de pagar à Elia a diferença entre o preço de referência e o preço de exercício, calculada sobre os volumes de capacidade contratados. Consequentemente, as receitas obtidas pelo fornecedor de capacidade no mercado apenas centrado na energia estão sujeitas ao limite do preço de exercício, mas, em contrapartida, é assegurada aos fornecedores de capacidade uma remuneração fixa e certa da capacidade.

(159)

O fornecedor de capacidade estará sujeito à obrigação de devolução, independentemente de ter ou não vendido eletricidade a preços elevados durante o período de liquidação em causa.

(160)

Importa acrescentar que a opção de fiabilidade é concebida de modo que as indisponibilidades previstas e imprevistas de ativos comunicadas com a devida antecedência sejam isentas da referida obrigação de devolução, no limite da indisponibilidade. Com efeito, a obrigação de devolução tem como objetivo evitar lucros inesperados, mediante o reembolso das receitas não previstas obtidas no mercado da energia. Porém, em caso de indisponibilidades (sejam elas previstas ou imprevistas), não é fornecida energia. Consequentemente, em caso de indisponibilidades (devidamente comunicadas), é impossível o fornecedor de capacidade refletir as receitas de energia mais altas resultantes dos maiores picos de preços, razão pela qual a obrigação de devolução não deve aplicar-se nestas circunstâncias.

(161)

As unidades de resposta da procura e restantes capacidades sem obrigação de programação diária estão sujeitas à obrigação de devolução se o preço de referência exceder o seu preço de mercado declarado (ver considerando 156).

(162)

As autoridades belgas comprometeram-se a realizar uma análise técnica e económica, que examinará as licitações e os resultados dos leilões, centrando-se particularmente nos efeitos da obrigação de devolução. A análise será efetuada de dois em dois anos, com início após o primeiro leilão na primavera de 2022. Os resultados da análise serão objeto de consulta pública.

(163)

A Bélgica estabelecerá igualmente um mecanismo de limitação de perdas aplicável quer à obrigação de devolução (ligada às opções de fiabilidade), quer às sanções por indisponibilidade, as quais se aplicam de forma cumulativa (ver secção 2.8.4).

(164)

O mecanismo de limitação de perdas implica que o fornecedor de capacidade no âmbito do MRC nunca terá de reembolsar um montante que ultrapasse o valor da sua remuneração anual da capacidade. Por outras palavras, caso o valor do contrato seja reduzido a zero, não há qualquer obrigação de pagamento (seja para as opções de fiabilidade, seja para os pagamentos de disponibilidade). Este princípio implica uma limitação útil dos riscos para o fornecedor de capacidade, permitindo licitações a zero caso a «falta de dinheiro» no mercado da energia seja reduzida a zero. Pelo contrário, sem um mecanismo de limitação de perdas desta natureza, o fornecedor de capacidade arriscar-se-ia a ficar sujeito à obrigação de devolução e/ou a uma sanção, mesmo nos casos em que não teria «falta de dinheiro» e um valor do contrato de capacidade de 0 EUR. A fim de cobrir esse risco, um fornecedor de capacidade jamais licitaria 0 EUR/MW/ano (mesmo nos casos em que não teria «falta de dinheiro») sem a introdução deste mecanismo de limitação de perdas.

(165)

Durante o período de pré-entrega (ou seja, o período após uma UMC ser selecionada no leilão, mas antes do início do período de entrega), os fornecedores de capacidade selecionados estão sujeitos a um conjunto de requisitos, para assegurar que a respetiva capacidade contratada estará disponível no início do período de entrega e contribuir para a segurança do aprovisionamento. Estes requisitos visam, nomeadamente, atenuar o risco de jogo e colmatar a incerteza inerente aos novos investimentos (p. ex., um atraso nas obras de construção).

(166)

É necessária uma garantia financeira condicional para assegurar o cumprimento exigido e atempado de todas as obrigações no que respeita aos controlos pré-entrega decorrentes do contrato de capacidade e/ou das Regras de Funcionamento das Regras de Mercado do MRC (ver considerando 108). Em caso de incumprimento das obrigações do fornecedor de capacidade durante um período de pré-entrega, a garantia financeira pode ser acionada.

(167)

Para as UMC existentes, serão organizados testes de disponibilidade pré-entrega, sendo aplicáveis sanções em caso de não conformidade. Além disso, para as UMC adicionais e virtuais, estão previstas obrigações suplementares e requisitos de acompanhamento entre o A-4 e o período de entrega. O acompanhamento pré-entrega destas novas capacidades terá por base o planeamento detalhado do projeto facultado pelo fornecedor de capacidade. Se o fornecedor de capacidade não atingir os marcos definidos no planeamento do projeto, dando origem a um atraso residual, serão aplicáveis sanções, incluindo sanções financeiras (cobertas pela garantia financeira), ou, nalguns casos, a redução da capacidade inicialmente contratada (e, portanto, da remuneração anual da capacidade) e/ou a redução da duração do contrato de capacidade (e, portanto, do número de anos durante os quais será auferida uma remuneração da capacidade).

(168)

O ORT belga assegura a disponibilidade de todas as UMC contratadas (tendo em conta a redução) para atingir o nível pretendido de segurança do aprovisionamento. Sendo o objetivo principal do MRC assegurar um nível de capacidade adequado na rede, a monitorização da disponibilidade é efetuada nos períodos relevantes para a segurança do aprovisionamento. A este respeito, é definido um acionador de monitorização da disponibilidade (AMD) para identificar os períodos relevantes do ponto de vista da adequação e durante os quais o ORT monitorizará a disponibilidade das UMC.

(169)

O AMD baseia-se no preço do mercado para o dia seguinte. Os motivos subjacentes à escolha do preço do mercado para o dia seguinte são idênticos aos da obrigação de devolução, descrita na secção 2.7.2. Durante os momentos AMD (ou seja, momentos em que o preço do mercado para o dia seguinte excede o AMD), o ORT pode verificar se a capacidade contratada é efetivamente capaz de responder a um sinal do mercado para o dia seguinte. Se a capacidade não cumprir a capacidade obrigatória (74) (de acordo com os termos e condições do contrato de capacidade e com as regras de funcionamento), a parte da obrigação que não estava disponível fica sujeita a sanções, salvo se a UMC conseguir cobrir a diferença positiva entre a capacidade obrigatória e a capacidade disponível (75) através do mercado secundário do MRC (ver secção 2.9). Ao vender obrigações no mercado secundário, o fornecedor de capacidade pode reduzir eficazmente a capacidade obrigatória, a fim de evitar uma divergência entre as capacidades obrigatória e disponível e, por conseguinte, sanções.

(170)

Para o cálculo da capacidade obrigatória, estabelece-se uma distinção entre os ativos energéticos condicionados e os ativos energéticos não condicionados, dado que contribuem de forma diferente para a segurança do aprovisionamento. Um ativo energético condicionado (p. ex., baterias, resposta da procura) só pode estar disponível durante determinado número de horas consecutivas, ao passo que estes condicionalismos não se aplicam aos ativos não condicionados.

(171)

Em relação aos ativos energéticos não condicionados (p. ex., instalações térmicas, parques eólicos), a duração do momento AMD (expressa em número de horas) não afeta a capacidade disponível. Em média, estes ativos devem ser capazes de fornecer pelo menos a sua capacidade reduzida. Por conseguinte, em cada hora AMD durante o contrato de capacidade, a capacidade obrigatória equivale à capacidade reduzida do ativo conforme determinada na fase de pré-qualificação.

(172)

Uma vez que os ativos energéticos condicionados (p. ex., baterias, resposta da procura) só podem estar disponíveis durante determinado número de horas consecutivas, na fase de pré-qualificação, estas UMC podem selecionar um acordo de nível de serviço (ANS) específico. Por conseguinte, a capacidade obrigatória equivale à capacidade reduzida durante as horas dentro dos seus condicionalismos de energia. A capacidade obrigatória equivalerá a 0 MW em qualquer outra hora AMD no mesmo dia. A UMC tem liberdade para despachar o seu ativo em qualquer momento AMD entre um conjunto de horas AMD que tenha escolhido, desde que tenha entregado pelo menos o seu ANS ao longo da totalidade das horas AMD de um dia.

(173)

Quanto aos fornecedores de capacidade com obrigação de programação diária no mercado da energia, pressupõe-se que dispõem de uma capacidade disponível em cada hora AMD de potência máxima (Pmáx) disponível (76).

(174)

Por outro lado, há uma menor visibilidade da disponibilidade real por parte dos fornecedores de capacidade sem a referida obrigação de programação. Por conseguinte, estes últimos fornecedores de capacidade estão sempre obrigados a comunicar, antes do encerramento do mercado para o dia seguinte, um preço para o dia seguinte acima do qual forneceriam energia ao mercado com a UMC, cumprindo pelo menos a capacidade obrigatória, que pode ser superior ao preço de AMD. Caso o encerramento do mercado seja feito abaixo desse preço, pressupõe-se que a unidade está disponível (mas não está a fornecer energia) de acordo com uma declaração. Em caso de encerramento do mercado acima do preço para o dia seguinte declarado, o ORT verificará o fornecimento da energia. Desta forma, a monitorização não impõe o fornecimento da energia durante todos os momentos AMD, mas apenas caso as condições do mercado sejam favoráveis para a UMC (ou seja, o preço para o dia seguinte declarado).

(175)

Facultativamente, os fornecedores de capacidade sem obrigação de programação também podem declarar outros preços para indicar a entrega noutros mercados (mercados intradiários ou de compensação) e/ou para volumes mais pequenos. O intuito é refletir o funcionamento do mercado, já que parte da energia pode ser vendida num regime mais próximo do de tempo real. Para monitorizar a disponibilidade, o ORT utilizará o preço correspondente ao momento da entrega da energia. Se o preço ou os preços declarados nunca forem ultrapassados no(s) respetivo(s) mercado(s), o ativo não será suficientemente visível no mercado e, consequentemente, será mais propenso a testes. As Regras de Funcionamento do MRC incluirão o direito de o ORT solicitar um número determinado de testes durante um período de entrega (ver a secção 2.8.3).

(176)

De acordo com a Bélgica, existem dois motivos principais que levam um fornecedor de capacidade a declarar preços corretos para as suas UMC, no que respeita à obrigação de devolução e à monitorização da disponibilidade:

(177)

A Elia pode verificar a disponibilidade de uma UMC através de testes de disponibilidade sem aviso prévio. Estes testes serão notificados pela Elia ao fornecedor de capacidade, o mais tardar, entre as 15h00 (hora da Europa Central) e as 15h30 (hora da Europa Central) do dia anterior ao do teste de disponibilidade, ou seja, na mesma altura em que é comunicada a identificação das horas AMD.

(178)

A Elia pode realizar até três testes bem-sucedidos a uma UMC durante o período de inverno e um teste bem-sucedido fora do período de inverno. Além disso, a Elia reserva-se o direito de realizar, no máximo, um teste bem-sucedido em toda a duração do ANS (caso exista). A Elia não levará a cabo testes de disponibilidade num período durante o qual tenha conhecimento prévio da indisponibilidade prevista da UMC em causa no que toca à (parte da) capacidade que não está disponível (ou seja, a capacidade obrigatória é limitada à capacidade disponível conhecida).

(179)

A Elia selecionará as UMC a testar em conformidade com um procedimento interno, que não será divulgado ao público. Todavia, a Elia deve basear o seu procedimento em critérios que incluam, entre outros:

(180)

Quando a Elia notifica ao fornecedor de capacidade o teste de disponibilidade juntamente com a sua duração prevista (duração total do ANS ou um quarto de hora), a notificação deve conter igualmente as horas de início e fim. Nesse período, o fornecedor de capacidade é livre de organizar o fornecimento de energia da forma que mais lhe convier.

(181)

Qualquer capacidade em falta durante esse período fica sujeita a uma sanção de disponibilidade. Os eventuais custos dos testes de disponibilidade são suportados pelo fornecedor de capacidade.

(182)

Durante uma hora AMD, qualquer capacidade em falta, ou seja, a diferença positiva entre as capacidades obrigatória e disponível, fica sujeita a uma sanção de disponibilidade.

(183)

O montante total das sanções de disponibilidade passíveis de serem impostas em relação a uma UMC, para um período de entrega e para uma capacidade em falta sujeita a uma obrigação no mercado primário ou uma transação no mercado secundário, cujo período da transação abranja pelo menos um período de entrega completo, é limitado aos preços de licitação selecionados e adjudicados nos leilões para o período de entrega, multiplicado pelas capacidades contratadas nos leilões.

(184)

O montante total das sanções de disponibilidade passíveis de serem impostas em relação a uma UMC, para um mês e para uma capacidade em falta decorrente de uma obrigação no mercado primário ou uma transação no mercado secundário, cujo período da transação abranja pelo menos um período de entrega completo, é limitado a 20 % dos preços de licitação selecionados e adjudicados nos leilões para o período de entrega, multiplicado pelas capacidades contratadas nos leilões.

(185)

Caso seja apurada uma capacidade em falta superior a 20 % da capacidade obrigatória durante três momentos AMD e/ou testes de disponibilidade distintos para a mesma UMC, a Elia emite uma revisão em baixa da remuneração da capacidade para essa UMC, proporcional à capacidade em falta máxima apurada durante o período em causa. No entanto, o fornecedor de capacidade mantém uma obrigação de disponibilidade e permanece sujeito a possíveis sanções de disponibilidade para essa UMC, à semelhança do contrato de capacidade inicial. O valor total do contrato não é alterado. A remuneração da capacidade inicial é restabelecida logo que a UMC tenha efetivamente fornecido a sua capacidade obrigatória, correspondente à capacidade contratada e ao ANS no contrato principal, durante três momentos AMD ou testes de disponibilidade consecutivos.

(186)

Se a UMC tiver sido objeto de uma revisão em baixa da remuneração da capacidade durante dois períodos de entrega consecutivos e a UMC não tiver conseguido, em ambos os casos, restabelecer a remuneração da capacidade inicial no prazo de 12 semanas após cada revisão, deixará de ser possível à UMC restabelecer a remuneração da capacidade inicial, e todos os contratos de capacidade aplicáveis aos períodos de entrega a partir do período coberto pelo leilão A-1 seguinte à aplicação desta cláusula são resolvidos.

(187)

A Bélgica estabelecerá um mercado secundário para dotar os fornecedores de capacidade de um mecanismo que lhes permita melhorar a sua gestão dos riscos no âmbito do MRC. Com efeito, se um fornecedor de capacidade for confrontado com uma disponibilidade inferior à projetada (inferior à sua capacidade obrigatória, calculada em conformidade com as Regras de Mercado), tem a possibilidade de cobrir a diferença positiva entre a sua capacidade obrigatória contratual e a sua capacidade disponível no mercado secundário, sem ser objeto de sanções por indisponibilidade. No caso das transações no mercado secundário, é efetuada uma transferência integral das obrigações, incluindo o preço de exercício da obrigação inicial.

(188)

O mercado secundário será implementado, o mais tardar, um ano após o início do primeiro período de entrega. As Regras de Funcionamento do MRC estipulam as modalidades aplicáveis ao mecanismo do mercado secundário.

(189)

A Bélgica permitirá, desde a primeira entrega, a participação de capacidades estrangeiras situadas num Estado-Membro que tenha uma ligação de rede direta com a Bélgica. As regras são estipuladas num decreto real (77). De acordo com a Bélgica, uma vez que as metodologias, regras comuns e regras mencionadas no artigo 26.o, n.o 11, do Regulamento Eletricidade foram aprovadas apenas em dezembro de 2020 (78), e uma vez que os ORT ainda não conseguiram celebrar os acordos necessários, não foi possível organizar a participação transfronteiriça a partir do primeiro leilão A-4. De acordo com as autoridades belgas, esta participação será posta em prática o mais rapidamente possível. Entretanto, foi reservado um volume para o leilão A-1, assegurando que as capacidades transfronteiriças poderão participar a partir do primeiro ano de fornecimento, ou seja, 2025.

(190)

A participação estará aberta a todas as tecnologias, distinguindo dois tipos de capacidade estrangeira: a direta e a indireta.

(191)

A capacidade indireta estrangeira é a capacidade situada nos Estados-Membros vizinhos. Para cada um dos Estados-Membros vizinhos, é organizado um pré-leilão. Atendendo à capacidade limitada nos interconectores, a finalidade do pré-leilão é assegurar uma pré-qualificação eficiente, dado tratar-se de um pré-requisito do leilão principal. Cada pré-leilão terá início, o mais tardar, em 1 de junho e será organizado pelo ORT, em conformidade com as instruções dadas pelo ministro referidas no artigo 7.o-J, n.o 6, da Lei da Eletricidade, e especificado por um Estado-Membro vizinho. Se for caso disso, o ministro pode decidir, nas suas instruções, que um pré-leilão com um Estado-Membro vizinho não deve ser organizado. Os parâmetros do pré-leilão são idênticos aos parâmetros do leilão correspondente. Contudo, o preço de referência para cada Estado-Membro vizinho deve refletir o preço que teria sido obtido pelo fornecedor de capacidade indireta estrangeira nos mercados da eletricidade geridos pelo ONME (79) nomeado pela capacidade indireta estrangeira.

(192)

Todos os anos, o ORT determina a capacidade de entrada máxima disponível para a participação de capacidade indireta estrangeira de cada Estado-Membro vizinho, com base na recomendação do Centro de Coordenação Regional a que se refere o artigo 26.o, n.o 7, do Regulamento Eletricidade, de acordo com a metodologia aprovada pela ACER referida no artigo 26.o, n.o 11, alínea a), do Regulamento Eletricidade.

(193)

Enquanto se aguarda a adoção das estratégias, propostas ou decisões aplicáveis para dar cumprimento ao disposto no artigo 26.o do Regulamento Eletricidade, o contributo de cada zona de mercado com ligação direta à Bélgica é determinado pelo contributo dessas zonas durante as horas de escassez simulada, com base na AEAR ou na ANAR.

(194)

Na sua Decisão n.o 36/2020 relativa às especificações técnicas para a participação transfronteiriça nos mecanismos de capacidade, a ACER estabelece condições complementares aplicáveis à participação transfronteiriça.

(195)

Se houver uma ligação de CLT modelizada entre a Bélgica e outra zona de mercado com ligação elétrica direta:

(196)

No caso de a simulação que integra a Bélgica definir um domínio baseado nos fluxos:

(197)

As capacidades indiretas estrangeiras que pretendam fazer uma licitação no pré-leilão devem facultar ao ORT informações sobre o volume de capacidade disponibilizado após a aplicação do fator de redução, o preço proposto e as emissões de CO2 da capacidade em causa.

(198)

A capacidade indireta estrangeira com a licitação selecionada no final do pré-leilão apresenta um dossiê de pré-qualificação. A avaliação do dossiê de pré-qualificação será realizada pelo ORT do país vizinho em cooperação com a Elia, de acordo com as regras definidas nas metodologias a que se refere o artigo 26.o, n.o 11, alínea f), do Regulamento Eletricidade e, se aplicável, em conformidade com o acordo celebrado entre os ORT.

(199)

De acordo com as autoridades belgas, a capacidade direta estrangeira é uma capacidade situada num Estado-Membro vizinho, mas com uma ligação direta e exclusiva à rede belga e desligada da rede desse Estado-Membro vizinho.

(200)

A capacidade deve igualmente situar-se num Estado-Membro vizinho com o qual a Bélgica tenha celebrado um acordo relativo à participação de capacidade direta estrangeira no MRC, assegurando que:

(201)

Em conformidade com o artigo 21.o, n.o 2, do Regulamento Eletricidade, a Bélgica procedeu, entre outubro e dezembro de 2019, a uma consulta dos Estados-Membros vizinhos.

(202)

O artigo 26.o, n.o 9, do Regulamento Eletricidade regula integralmente a afetação das receitas provenientes da atribuição de bilhetes transfronteiriços, ou seja, dos direitos de acesso que permitem aos fornecedores de capacidade estrangeiros participar no MRC belga.

(203)

A Bélgica indicou que as receitas de congestionamento serão utilizadas para os fins previstos no artigo 19.o, n.o 2, do Regulamento Eletricidade, em aplicação do disposto no artigo 26.o, n.o 9, do referido regulamento.

(204)

A Bélgica confirmou que dará cumprimento à Decisão n.o 36/2020 da ACER, que estabelece, nomeadamente, a metodologia de distribuição das receitas obtidas com a atribuição da capacidade de entrada.

(205)

Nos termos do artigo 3.o do Decreto Real sobre os critérios de elegibilidade relativos ao apoio cumulativo e ao limite mínimo de participação, as capacidades que já beneficiem de auxílio ao funcionamento são dispensadas da fase de pré-qualificação. As capacidades que beneficiam desse auxílio podem participar na fase de pré-qualificação, desde que renunciem ao auxílio no caso de lhes ser adjudicado um contrato de mecanismo de capacidade. O Ministério da Energia publica um formulário para confirmar esse compromisso de renúncia. Além disso, quando apresentam um pedido de participação na fase de pré-qualificação, as capacidades comprometem-se a não se candidatarem a outros auxílios ao funcionamento durante o período em que tiverem um contrato de capacidade.

(206)

O custo exato da medida será determinado pelos leilões. Segundo a mais recente estimativa de custos fornecida pelas autoridades belgas, efetuada em janeiro de 2021 pela consultora Haulogy, a pedido das autoridades belgas, é possível estimar que o custo total da medida se situe entre 238 milhões e 253 milhões de EUR por ano.

(207)

Em 16 de julho de 2020 (80), o Parlamento belga adotou uma resolução que indicava que os custos do MRC serão financiados através da inclusão pela Elia de uma «obrigação de serviço público» nas tarifas da rede.

(208)

As autoridades belgas indicam que o MRC é financiado através de taxas ou impostos parafiscais atribuídos a um beneficiário. Ao abrigo do artigo 12.o, n.o 1, da Lei da Eletricidade, a ligação, a utilização de infraestruturas e redes elétricas e, se for caso disso, os serviços de sistema do operador da rede devem ser sujeitos a tarifas pela gestão da rede de transmissão e das redes com uma função de transporte. Além disso, de acordo com o artigo 12.o, n.o 13, da Lei da Eletricidade, o operador da rede deve, assim que possível, comunicar aos utilizadores da sua rede as tarifas que tem de aplicar e disponibilizá-las a qualquer pessoa que as solicite.

(209)

Nos termos do artigo 12.o, n.o 5, ponto 11, da Lei da Eletricidade, as tarifas devem ter em conta de maneira transparente e não discriminatória os custos líquidos das missões de serviço público impostas por essa lei, em conformidade com a legislação e a regulamentação aplicáveis.

(210)

Ao abrigo do artigo 4.o, n.o 2, do decreto adotado, em 28 de junho de 2018, pela CREG com base no artigo 12.o da Lei da Eletricidade (81), e que determina as tarifas da rede para o período de 2020-2023, as tarifas da rede correspondem aos preços devidos pelos utilizadores da rede ao operador da rede. De acordo com o artigo 4.o, n.o 7, do referido decreto, a estrutura geral de tarifas faz uma distinção entre as tarifas de transporte, que englobam as receitas totais do operador da rede, e as tarifas relativas às obrigações de serviço público. O artigo 6.o do decreto dispõe que as tarifas relativas às obrigações de serviço público compensam os custos líquidos das obrigações de serviço público, incluindo os custos de gestão e os encargos financeiros, impostas ao operador da rede e relativamente às quais não está previsto nenhum mecanismo de compensação específico na lei, decreto ou portaria, ou nos respetivos decretos de execução, por meio de uma imposição de sobrecarga ou de outro tipo, em contrapartida pelo desempenho da rede.

(211)

Neste sentido, todos os anos, o ORT apresentará à CREG uma proposta de tarifa relativa à obrigação de serviço público para aprovação, acompanhada por um orçamento que incluirá uma previsão de todos os custos (remuneração da capacidade, custos de gestão e desenvolvimento do ORT) e receitas do MRC para o ano seguinte. A tarifa proposta para a obrigação de serviço público terá igualmente em conta o saldo transitado do exercício anterior.

(212)

No final do ano, o ORT apresentará à CREG, para aprovação, um relatório sobre a tarifa, descrevendo os custos e receitas reais no ano anterior e as receitas provenientes da aplicação da tarifa. Após verificar a exatidão dos dados e a racionalidade da gestão do MRC e dos custos de desenvolvimento incorridos pelo ORT, a CREG determinará o saldo a transitar.

(213)

Sem prejuízo do disposto no artigo 26.o, n.o 9, do Regulamento Eletricidade, as eventuais receitas associadas ao MRC serão utilizadas para cobrir os custos incluídos na tarifa relativa à obrigação de serviço público.

(214)

A tarifa é aplicada uniformemente e numa base de EUR/MWh a todos os consumidores (diretamente ao consumidor com ligação à rede de transporte, ou indiretamente, por intermédio do operador da rede de distribuição e dos fornecedores, aos consumidores com ligação à rede de distribuição).

(215)

As modalidades de financiamento específicas do MRC serão aplicáveis nunca antes de 2022 em relação a janeiro de 2025, conforme disposto no artigo 7.o-J, n.o 15, da Lei da Eletricidade.

(216)

De acordo com a resolução do Parlamento, o mais tardar a partir de 2029, a tarifa será cobrada com base no pico de potência, dependendo da implantação de contadores inteligentes nas regiões. Por conseguinte, o Governo efetuará, até ao final de 2023, uma análise da implantação prevista de contadores inteligentes.

(217)

A Bélgica requereu a aprovação do MRC para o período máximo permitido de dez anos (82), a contar da data do primeiro leilão.

(218)

A Bélgica comprometeu-se a prever, na Lei da Eletricidade, que, se não tiver sido celebrado nenhum novo acordo de capacidade num período de três anos consecutivos em conformidade com o artigo 7.o-J, n.o 11, da Lei da Eletricidade, não serão organizados novos leilões a partir do ano seguinte no âmbito do MRC.

(219)

A Bélgica afirmou que cumprirá os requisitos definidos na Comunicação sobre a Transparência (83).

(220)

A Bélgica comprometeu-se a suspender a concessão e/ou o pagamento de qualquer auxílio no âmbito do regime de auxílio notificado a qualquer empresa que tenha beneficiado anteriormente de um auxílio ilegal declarado incompatível por uma decisão da Comissão.

(221)

A Bélgica indicou que não seriam concedidos auxílios aos beneficiários em dificuldade (84).

(222)

A Comissão tem dúvidas quanto à compatibilidade de determinados aspetos da medida com o mercado interno.

(223)

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:

(224)

A Comissão tem igualmente dúvidas quanto à compatibilidade da medida com disposições intrinsecamente associadas do direito da União, nomeadamente os artigos 22.o e 24.o do Regulamento Eletricidade.

(225)

A presente secção resume as observações que a Comissão recebeu, durante o período de consulta, de 15 partes interessadas, nomeadamente as que operam no setor da energia, bem como associações comerciais e organizações não governamentais. Foram igualmente recebidas observações de um país vizinho e do seu ORT.

(226)

Diferentes partes interessadas formularam observações sobre a demonstração da necessidade de um MRC e sobre o cálculo do volume para os leilões, combinando. nalguns casos, os dois temas.

(227)

Quatro partes interessadas questionaram se esta necessidade estava suficientemente demonstrada, ao passo que outras três confirmaram a necessidade e salientaram a sua urgência.

(228)

Três partes interessadas referiram que a utilização do cenário UE-PRIE não parece ser adequada para determinar o alcance do problema de adequação dos recursos, devido a um risco de sobrestimativa do problema e de distorção do mercado da eletricidade.

(229)

Quatro partes interessadas assinalaram que a recente metodologia AEAR e a metodologia VEND/CONE/NF são totalmente aplicáveis ao MRC belga proposto.

(230)

Cinco partes interessadas alegaram que os anteriores estudos de adequação utilizados para demonstrar a necessidade do MRC não são compatíveis com a metodologia AEAR. Mais concretamente:

(231)

Uma parte interessada argumentou que a Bélgica não pode organizar o primeiro leilão em 2021 com base numa ANAR desatualizada e não conforme. Na sua opinião, o MRC não deveria sequer ser posto em prática enquanto não fosse publicada a AEAR.

(232)

Quatro partes interessadas assinalaram que a norma de fiabilidade utilizada pela Bélgica para demonstrar a necessidade de um MRC e/ou calcular o volume do primeiro leilão não é consentânea com a metodologia exigida pelo Regulamento Eletricidade.

(233)

Uma parte interessada alegou que deve assegurar-se a coerência dos procedimentos, metodologias, dados e cenários utilizados para, por um lado, demonstrar a necessidade de um MRC e, por outro, determinar o volume exigido a leiloar no âmbito desse mesmo MRC.

(234)

Outra parte interessada assinalou que a norma de fiabilidade e a metodologia de definição do VEND e do CONE poderiam mudar entre o leilão T-4 inicial e os leilões seguintes, conduzindo a uma definição diferente do volume.

(235)

Três partes interessadas consideram que uma reserva estratégica seria uma melhor solução para o problema de adequação identificado do que um MRC à escala do mercado. Algumas partes referiram que a opção da reserva estratégica não foi avaliada.

(236)

Uma parte interessada propôs a criação de um leilão T-2 para evitar uma sobrecontratação no leilão T-4 com base em pressupostos excessivamente seguros, bem como ter em conta uma norma de fiabilidade alterada com base na metodologia da ACER.

(237)

Uma parte interessada também alegou que os detentores de capacidade elegíveis para participação (p. ex., PCCE com uma capacidade superior a 1 MW) são excluídos de participar se, durante um período determinado, beneficiarem de auxílio ao funcionamento através de certificados verdes (GSC) e/ou de certificados de produção combinada calor-eletricidade (PCCE).

(238)

Uma parte interessada assinalou que a despesa necessária para permitir à capacidade respeitar as normas ambientais previstas no artigo 3.o, n.o 2, ponto 1, do Decreto Real relativo aos limiares de investimento não deve ser elegível para contratos de maior duração.

(239)

De acordo com uma parte interessada, os parâmetros que determinam a quantidade de capacidade a contratar no leilão devem ser aprovados com base numa proposta da entidade reguladora. A mesma parte interessada alegou que não é possível alterar uma proposta da entidade reguladora e que o Estado-Membro pode apenas rejeitá-la e solicitar uma nova proposta.

(240)

Uma parte interessada alegou que os ativos de armazenamento devem ser isentos da obrigação de serviço público de financiar o MRC. Essa isenção deve incluir tanto o armazenamento a jusante do contador como a montante do contador.

(241)

Outra parte afirmou que o mecanismo de financiamento pode influenciar o volume de capacidade do MRC. Por exemplo, associar as taxas destinadas a financiar o MRC ao consumo de eletricidade durante os picos de procura poderia ser visto como um incentivo para as partes em causa diminuírem o seu consumo durante um pico de procura, levando a uma menor necessidade de leiloamento de capacidade.

(242)

Duas partes interessadas alegaram que as atuais regras de elegibilidade para os contratos plurianuais dificultam a agregação e, mais especificamente, a regra segundo a qual é o ativo com a duração do contrato mais curta numa carteira agregada que determina a duração dos contratos de toda a carteira.

(243)

Duas partes interessadas alegaram que o limiar aplicável à agregação individual deve ser ajustado. Atualmente, o projeto de Regras de Funcionamento do MRC dispõe que as capacidades sujeitas a uma obrigação de programação diária não podem fazer parte de uma UMC agregada.