O gás natural ultrapassou esta semana os 100 euros por MWh (megawatt hora) na Europa. Desde a crise energética de 2023, que se seguiu à invasão da Ucrânia pela Rússia, que não se via um preço tão alto.

É um valor “estratosférico” e “sem paralelo” em anos recentes, comenta o presidente da associação de comercializadores de energia no mercado liberalizado (ACEMEL). João Nuno Serra tem um ecrã em frente a mostrar a evolução do TTF, o índice de preços dos Países Baixos. E por uma boa razão. O gás natural está a puxar para cima a fatura da eletricidade, através das cotações do mercado grossista onde as comercializadoras compram uma parte da energia que vendem aos clientes finais. Essas cotações têm estado frequentemente acima dos 200 euros por MW hora.

Mas até agora, os consumidores finais não estão a sentir esse impacto. João Nuno Serra aponta alguns fatores que estão a travar uma subida maior dos preços finais, mas avisa que a prazo, e se as cotações do Mibel não baixarem, este aumento vai atingir a fatura da energia.

As políticas comerciais das elétricas no mercado liberalizado, onde se abastecem cerca de 5,8 milhões de consumidores, têm apostado em ofertas de preço fixo, normalmente as preferidas dos clientes domésticos. Para garantir esse preço no prazo de um ano, o comercializador teve de o fixar antecipadamente no mercado de futuros de energia elétrica. E enquanto esses contratos estão em vigor, os preços não podem mexer.

Várias elétricas já anunciaram a intenção de manter os tarifários contratualizados até ao fim do ano, mesmo depois de a Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (ERSE) ter revisto as tarifas reguladas em alta no último trimestre deste ano.

No horizonte de 2027 há um outro fator que vai atenuar o efeito desta subida. A proposta da ERSE para o próximo ano aponta para uma descida de cerca de 14% nas tarifas de acesso às redes que são pagas por todos os consumidores. Essa descida “vai ajudar a mitigar o impacto da subida da componente de energia em 2027”, diz o presidente da associação dos comercializadores. Mas o nível de alcance vai depender da continuação ou não destes preços no mercado grossista que, por sua vez, não se libertaram da dependência do gás natural.

A proposta apresentada pela ERSE ao Conselho Tarifário só prevê a subida de 1,5% nas tarifas reguladas do próximo ano, mas tem como base um valor para a energia que já é inferior ao valor indicado no mercado de futuros para 2027 — 125 euros por megawatt hora (MWh). Este nível de preços vai obrigar a ERSE a rever outra vez para cima as tarifas de 2027, avisa o presidente da ACEMEL.

Os preços no mercado liberalizado já estão também a ajustar-se à nova realidade, que é uma consequência tardia do conflito no Médio Oriente. A partir de agora, para novas ofertas e renovação de contratos, as comercializadoras terão de aumentar os preços, admite também.

O presidente da ACEMEL reconhece também que houve lições aprendidas com a crise de preços de 2022. As comercializadoras estão menos expostas ao mercado diário e têm as carteiras mais cobertas face ao risco de preço. Há mais produtos e liquidez no mercado a prazo, o OMIP, e uma maior facilidade de transitar entre preços fixos e tarifas dinâmicas.

Fim dos contratos de renda garantida e investimentos na rede vão pressionar custos

As descidas das tarifas de acesso às redes ajudaram no passado recente o sistema elétrico português a resistir melhor do que muitos países europeus à escalada da energia elétrica, mas têm os dias contados. Só são possíveis enquanto o sistema contar com os contratos de remuneração garantida (a chamada produção em regime especial) e com o sobreganho que estes contratos geram quando os preços grossistas sobem acima do preço garantido — que está nos 68 euros por megawatt hora.

À medida que os contratos atingem a maturidade e os produtores vão para o mercado, este regime, que no passado foi associado a “rendas excessivas”, vai deixar de proteger os consumidores em caso de escalada de preços.

Em simultâneo, os consumidores vão ser chamados a pagar os avultados investimentos — da ordem dos 4.000 milhões de euros — que terão de ser feitos nas redes de transporte e distribuição para os próximos anos para responder ao enorme aumento de consumo esperado com a transição energética e para incorporar uma percentagem crescente de energias renováveis.

E se é verdade que os comercializadores e os clientes estão hoje mais bem preparados para enfrentar esta crise energética no que toca à eletricidade, depois das lições da crise de 2022, também é verdade que o sistema ibérico continua muito dependente do gás natural, nota o presidente da ACEMEL. E nessa medida está exposto ao risco do preço desta commodity.

O sol precisa “de ganhar a noite” para reduzir a exposição ao gás

Apesar de a potência renovável ter crescido em Espanha e Portugal nos últimos anos, o apagão de 2025 veio colocar um travão à percentagem de incorporação de energia solar e eólica na rede, por razões de segurança. O solar arrasta os preços para zero durante a hora de almoço, mas quando o consumo sobe e o sol desaparece (ao final do dia) quem fecha o preço é o gás natural e a hídrica de bombagem, que tem aproveitado os preços altos trazidos pelo gás para fazer ofertas nesse segmento horário.

O gás está assim a contaminar o preço da eletricidade não apenas pela energia que produz, mas sobretudo pelos serviços que está a prestar ao sistema elétrico. Os custos destes serviços mais que duplicaram em Portugal desde o apagão, mas é em Espanha que mais se sente esse disparo. Estes custos são pagos porque quem vai ao mercado comprar energia, as comercializadoras, que os passa para os clientes. A ERSE avançou já com uma solução de transferir uma parte desta fatura para as tarifas de acesso, disseminando a conta por todos os utilizadores do sistema.

O “sol já ganhou o dia, mas falta ganhar a noite”, realça João Nuno Serra. E para ganhar a noite é preciso armazenamento, ou seja, baterias que guardem a energia em excesso produzida durante as horas de produção solar e que possam roubar ao gás natural o papel de protagonista na prestação dos serviços de sistema.

O Governo lançou recentemente um leilão para capacidade de injeção na rede para instalações de armazenamento e para produtores com armazenamento. Mas o presidente da ACEMEL defende que já existem soluções alternativas que poderiam ser fornecidas através da agregação de pequenos produtores coordenada pelos comercializadores.

Atualmente há muitas empresas com produção solar própria que desperdiçam a energia que vendem à rede quando o preço é baixo ou zero. Se as regras permitirem que a potência mínima para prestar serviços de sistema seja preenchida através da agregação de vários produtores, essas empresas passarão a ter incentivo para instalar baterias para guardar essa energia para a hora em que ela é mais cara. Seria mais uma forma de “trazer o sol para a noite”, diz.

A pouco mais de um ano da data para terminarem as tarifas reguladas na eletricidade, o presidente da ACEMEL não antecipa um novo adiamento, apesar de o tema ter sido deixado em aberto pela ministra da Energia e Ambiente esta semana no Parlamento. Maria da Graça Carvalho disse apenas que o Governo teria que tomar uma decisão sobre um eventual novo adiamento.

As declarações da ministra foram feitas no debate sobre a proposta de Orçamento do Estado para 2027, oportunidade que a associação das comercializadoras vai aproveitar para voltar a propor que seja o Estado a financiar a tarifa social da eletricidade. Esta hipótese já foi admitida no passado por Maria da Graça Carvalho, mas até agora os custos continuam a ser repartidos entre produtores e comercializadores, que acabam por fazer refletir nos clientes.