Rádio Observador

Défice Tarifário

Eletricidade. Renováveis vendidas no mercado a prazo para travar custos

Venda da produção em regime especial em leilão e a renegociação do gás vendido à central da Turbogás permitem poupanças de 414 milhões até 2020. Mas não chegam para travar preço da eletricidade.

CARLOS BARROSO/LUSA

O que podia constituir mais um problema para os custos do sistema elétrico veio a revelar-se um “Ovo de Colombo” que permitiu travar o sobrecusto da produção em regime especial na fatura que é passada para os consumidores. Foi nestes termos que o presidente da Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (ERSE), Vítor Santos, explicou uma das medidas que nos últimos anos foi adotada para conter os custos na produção de energia elétrica: a venda da energia renovável em leilão no mercado a prazo.

O regulador da energia divulgou esta segunda-feira medidas decididas nos últimos anos com o objetivo de conter os custos no sistema elétrico que apresenta um défice tarifário da ordem dos 4,7 mil milhões de euros. A venda da produção especial em leilão e a redução da quantidade de gás natural comprada pela central da Turbogás terão permitido poupanças nos custos do sistema da ordem dos 414 milhões de euros num período de oito anos anos, entre 2012 e 2020.

Estes valores, associados a outras medidas de redução de custos já anunciadas, como as referentes ao mercado do serviço de sistemas, são ainda insuficientes para contrariar os aumentos anuais do preço da eletricidade acima da inflação. Um dos aspetos que tem penalizado mais os custos são os juros do défice tarifário que em 2017 vão atingir 1.800 milhões de euros, uma fatia considerável de todas as receitas do sistema elétrico nacional.

No entanto, o presidente da ERSE assinala que a taxa de remuneração do défice tarifário, que é devida todos os anos à EDP e financiada pelas tarifas elétricas, é uma decisão do governo e não do regulador. O atual executivo já manifestou a intenção de reduzir essa remuneração, tal como pretende rever os custos da garantia de sistema paga às centrais elétricas. Essas são decisões políticas assumidas pelo governo que anunciou ainda a renegociação dos contratos de distribuição de eletricidade em baixa tensão celebrados entre a EDP e as autarquias. Estas componentes fazem parte dos custos de interesse económico geral que oneram o sistema de eletricidade nacional e explicam porque Portugal continua a pagar dos preços mais altos da Europa

Metade da energia renovável vendida no mercado a prazo

A produção em regime especial, que inclui as energias renováveis, beneficia de um prémio face aos preços de mercado. Este prémio representa um sobrecusto para o sistema elétrico que recai sobre todos os consumidores de energia elétrica. O sobrecusto é assumido pelo comercializador do último recurso, um serviço prestado pela EDP que é responsável pelo fornecimento de eletricidade aos consumidores da tarifa regulada que ainda não estão no mercado liberalizado. Com a passagem dos clientes para o regime de contratos individuais, a procura do serviço universal deixou de ser suficiente para absorver toda a produção do regime especial.

A alternativa era vender essa produção em mercado, o que gera um sobrecusto para os consumidores de eletricidade, uma vez que os preços de mercado são inferiores às tarifas asseguradas pelo sistema elétrico a estes produtores. A produção em regime especial inclui a maioria das eólicas, mas também centrais de cogeração, mini-hídricas e painéis solares.

Esta energia passou a ser vendida no mercado de eletricidade a prazo, um polo do Mibel (mercado ibérico de eletricidade) que é gerido em Portugal. Esta iniciativa, segundo dados divulgados pela ERSE, permitiu uma poupança média anual de 20 milhões de euros que tem permitido travar os sobrecustos da produção em regime especial, ainda que estes produtores continuem a beneficiar das tarifas subsidiadas. Atualmente, cerca de metade da produção em regime especial, cuja principal componente são as eólicas, já é vendida em mercado a prazo.

A estimativa é que a poupança acumulada ascenda a mais de 120 milhões de euros entre 2015 e 2020. Esta poupança resulta da circunstância do preço obtido no mercado a prazo, para entrega a três meses ou a um ano, ser em média superior ao conseguido no mercado spot (diário) de eletricidade. Isto porque os comercializadores de eletricidade estão dispostos a pagar um prémio para reduzir o risco de preço da sua oferta comercial.

Os ganhos aconteceram todos os anos desde 2012, com a exceção de 2015. Só em 2016, a poupança obtida no primeiro semestre está calculada em mais de 120 milhões de euros. A ERSE sublinha ainda os benefícios ao nível da concorrência, porque a oferta em leição permite aos novos comercializadores entrarem no mercado sem terem produção própria.

Embora estas economias beneficiem todos os consumidores, uma vez que o sobrecusto das renováveis recai sobre a tarifa de uso geral do sistema, não é claro qual o efeito que a produção comprada a preços mais altos no mercado a prazo terá sobre os preços retalhistas praticados pelas comercializadoras aos seus clientes finais.

Travão à quantidade de gás

Num encontro com jornalistas, o presidente da ERSE destacou ainda o impacto positivo da renegociação das quantidades de gás natural fornecidas à central da Turbogás. Esta é única unidade a gás natural que tem um contrato de aquisição de energia de longo prazo, o que lhe assegura uma remuneração garantida para a sua produção

Com a queda do consumo de eletricidade e da produção das centrais térmicas, o regulador promoveu a redução temporária da quantidade de gás natural usado por esta central o que, nas contas da ERSE, terá permitido uma poupança entre 134 milhões e os 214 milhões de euros entre 2011 e 2015. Para o futuro, o regulador admite voltar a reduzir o gás consumido por esta central, mas também equaciona colocar o gás excedente no mercado, tendo encomendado um estudo para avaliar essa possibilidade.

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