“Tempestade perfeita” nos mercados ameaça estragar planos do Governo para baixar preço da luz /premium

01 Outubro 2018196

Governo quer baixar a conta da luz outra vez. Plano esbarra com petróleo, gás e CO2 a negociar em máximos de anos. Centrais nucleares paradas não ajudam. Descer o IVA custa muito e não deve avançar.

O Governo queria fazer o brilharete de baixar, pelo segundo ano consecutivo, o preço da eletricidade. E desta vez com uma descida que fizesse maior diferença no bolso dos consumidores do que os nove cêntimos por mês numa fatura média, segundo os cálculos do regulador para as tarifas de 2018. Mas os cortes, de origem política e regulatória, anunciados às rendas ditas excessivas da EDP — que não estão todos decididos e materializados — podem não ter força para contrariar o que está a acontecer nos mercados de matérias primas. E assegurar a tal descida da fatura em 2019, ano que também é de eleições.

O petróleo ultrapassou os 80 dólares por barril (o valor mais alto em quatro anos), as cotações do carbono atingiram preços recorde na década, o gás natural está m máximos para a época do ano. E ao mesmo tempo há centrais nucleares paradas para manutenção. Há quem lhe chame uma “tempestade perfeita”, expressão usada por um analista da Alfa Energy citado pela Bloomberg para explicar o que se está a passar nos mercados da energia. O cenário negro fica completo com a viragem nas opções energéticas de vários países que estão levar ao abandono, mais ou menos rápido, da energia nuclear.

Nenhum dos fatores chega por si só para explicar o que se passa nos mercados de compra e venda da eletricidade, mas a combinação de todos ajuda a perceber porque é que a cotação na bolsa do Mibel (o mercado ibérico de eletricidade) está mais de 20 euros acima do valor registado no ano passado e 40% acima o preço médio de aquisição previsto para este ano pelo regulador português quando fez as contas às tarifas da eletricidade para 2018.

O preço do mercado grossista do Mibel, onde as elétricas vendem a energia que produzem e compram a energia que fornecem aos seus clientes finais, não chega diretamente ao bolso das famílias portuguesas. Pelo menos no imediato e ao contrário do que acontece em Espanha, onde o Executivo de Pedro Sánchez anunciou um plano de choque para travar a escalada dos preços. Não obstante, a fatura já está a chegar às empresas — este semana, a AEP (Associação Empresarial Portuguesa) revelou que as empresas estão a ser confrontadas com aumentos de 25% a 30% nas propostas de renovação dos contratos de abastecimento. É  só uma questão de tempo até a conta subir para os domésticos. Primeiro, para os que estão no mercado liberalizado, no qual os comercializadores podem atualizar os preços para refletir os custos acrescidos da energia quando estiver na altura de renovar o contrato. E por fim, aos da tarifa regulada, uma vez que o regulador terá de incorporar o desvio verificado entre o custo médio previsto para a compra da energia e o verificado.

Descida do IVA custa demasiado

Uma medida que permitiria contrariar a subida da fatura paga pelas famílias é a descida do IVA da eletricidade. A expetativa foi criada no início do verão por iniciativa do Bloco de Esquerda e há conversas com o Executivo para encontrar uma solução que permita o alívio do IVA numa parte da fatura dos domésticos, seja na energia consumida, seja na potência contratada, que cumpra duas condições: obter a luz verde do comité do IVA da Comissão Europeia e minimizar a perda de receita fiscal.

Pedro Filipe Soares e Catarina Martins do Bloco de Esquerda têm insistido na baixa do IVA

Mas uma descida generalizada da taxa para 6% ou 13% seria demasiado cara — implicariaa  perda de centenas de milhões de euros em receitas — e Bruxelas pode opor-se. Um argumento que o Governo espanhol usou para não avançar com a medida. O líder parlamentar do PS, Carlos César, já afastou praticamente o cenário de uma descida do IVA, em entrevista à RTP3.

“Não vejo que essa via (descida do IVA) possa ser facilmente alcançada. Penso que poderemos trabalhar em áreas confinantes com esses objetivos e que em todo o caso fazem diminuir a fatura da energia elétrica. Talvez atuando na área das renováveis, creio que podemos continuar a trabalhar e estamos próximos de uma boa solução para que a fatura da energia elétrica seja menos penalizada”

A taxa sobre as renováveis foi proposta pelo Bloco em 2017 e rejeitada então pelo PS. Mas tudo indica que a discussão voltará para o Orçamento de 2019. A ideia era taxar o sobrecusto das eólicas, que é financiado pelas tarifas de eletricidade, e usar essa receita em benefício dos preços. A medida vai no sentido contrário à decisão tomada em Espanha que quer acabar com o chamado imposto do sol que incide sobre a energia renovável.

Por outro lado, em Portugal a contribuição sobre as empresas de energia, a CESE, não incide sobre a produção , mas sim sobre os ativos. Além de que, conforme explicou já ao Observador, ao secretário de Estado da Energia, Jorge Seguro Sanches, os encargos com a CESE não vão aos preços de mercado. Logo, nesta matéria, Portugal não deverá seguir Espanha que vai eliminar o imposto de 7% sobre a produção de eletricidade com o objetivo de baixar os preços.

"Não vejo que essa via (baixa do IVA) possa ser facilmente alcançada. Penso que poderemos trabalhar em áreas confinantes com esses objetivos e que em todo o caso fazem diminuir a fatura da energia elétrica. Talvez atuando na área das renováveis, creio que podemos continuar a trabalhar e estamos próximos de uma boa solução para que a fatura da energia elétrica seja menos penalizada."
Declarações de Carlos César à RTP 3 no dia 25 de setembro

Ainda que exista alguma margem de manobra para baixar as tarifas elétricas para as famílias, por via regulatória ou política, essa opção pode criar outro dilema. Se as tarifas baixarem por fatores que não beneficiem todos os consumidores, e em contraciclo com o agravamento dos custos da compra de energia em mercado, as comercializadoras do mercado liberalizado vão ter dificuldades em fazer uma oferta competitiva com a tarifa. No início deste ano, e apesar de uma descida das tarifas reguladas e das tarifas de acesso cobradas a todos os clientes, a EDP Comercial aumentou preços, invocando custos mais altos na compra da energia. Se uma grande comercializadora se pode dar ao luxo de perder alguns clientes, as empresas mais pequenas ficarão fragilizadas. E graças a um decreto-lei aprovado este ano, os clientes de baixa tensão, domésticos, podem refugiar-se na tarifa regulada.

O agravamento generalizado dos custos associados à produção de eletricidade é reconhecido no boletim de commodities (matérias-primas) divulgado em setembro pela Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (ERSE). O documento sinaliza que o carvão atingiu em julho um valor máximo desde janeiro de 2012. As licenças para emitir CO2, que tem de ser adquiridas pelas centrais que usam combustível para produzir eletricidade estavam mais caras em 160% do que no início do ano.

No entanto, os políticos não estão satisfeitos com as explicações disponíveis sobre a evolução dos mercados. Os governos de Espanha e Portugal pediram já aos respetivos reguladores para investigarem a escalada das cotações da eletricidade que dura há vários meses — do lado e e prometem mexer nas regras do Mibel para travar este fenómeno. É o que os políticos fazem quando não sabem o que fazer perante um aumento de preços, comenta uma fonte do setor ouvida pelo Observador.

O “mistério” do nuclear

Os mercados explicam tudo? Se por um lado, podemos verificar a subida das cotações das matérias-primas usadas na produção de eletricidade, o carvão e o gás natural, e do CO2, há outro fenómeno que contribui para este quadro de preços sobre o qual há menos informação. A paragem, oficialmente para manutenção, de várias centrais nucleares francesas. Este mistério foi sinalizado por João Talone que, através do Fundo Magnum é investidor em energias renováveis, na sua audição da comissão parlamentar de inquérito às rendas da eletricidade.

"Subida no preço da energia está a verificar-se em todo o lado. "Aconteceu alguma coisa. Em Espanha, há centrais nucleares em manutenção. Em França, há um conjunto de centrais nucleares que entraram em manutenção, mas não retomaram e ainda não foi explicado porquê. Têm-me dito que é estranho estarem tantas centrais fora do circuito, Na Alemanha, a Merkel fechou o nuclear. Nos últimos dois três anos, há uma saída muito significativa da potência nuclear. Pode não explicar tudo, mas alguma coisa terá que ver."
João Talone, presidente do Fundo Magnum

“A subida no preço da energia está a verificar-se em todo o lado. “Aconteceu alguma coisa. Em Espanha, há centrais nucleares em manutenção. Em França, há um conjunto de centrais nucleares que entraram em manutenção, mas não retomaram e ainda não foi explicado porquê. Têm-me dito que é estranho estarem tantas centrais fora do circuito, Na Alemanha, a Merkel fechou o nuclear. Nos últimos dois três anos, há uma saída muito significativa da potência nuclear. Pode não explicar tudo, mas alguma coisa terá que ver.”

Já no passado, a paragem das centrais nucleares francesas, recebeu as culpas pelo disparo no preço da energia em mercado. Esse foi o fator apontado numa investigação também pedida pelo Governo, neste caso português, a uma subida anormal de preços verificada em janeiro do ano passado.

A energia nuclear é quase sinónimo de EDF e de eletricidade francesa. Atualmente cerca de 75% da produção de eletricidade em França tem origem no nuclear, mas o país não está imune à febre de desativação de unidades que começou com o acidente de Fukoshima no Japão, mas que tem estado a ganhar novos aderentes nos últimos anos. A Alemanha foi um dos primeiros países a “desligar” o botão. Em Espanha, o novo Governo do PSOE sinalizou a intenção de fechar as centrais nucleares à medida que a respetiva tecnologia complete 40 anos de vida útil, o que apontaria para 2028. A Endesa, principal operadora desta energia no país, já avisou que considera impossível desmantelar todas a centrais ao mesmo tempo. Mas o sinal político está dado.

O Governo de Emmanuel Macron está a trabalhar num plano a longo prazo que prevê a redução de 75% para 50% da energia com origem nuclear até 2025, o que implicava fechar 17 reatores. Já surgiram avisos de que uma queda acentuada desta produção, combinada com o fecho planeado das centrais de carvão indicado para 2022, pode ter um impacto na segurança de abastecimento. O que é certo é que o ministro da Ecologia, Nicolas Hulot, bateu com a porte em agosto, depois de reconhecer publicamente que não tinha conseguido convencer o Governo da “loucura” técnica e económica que é manter o nuclear ligado.

Ainda que politicamente haja alguma indefinição, a produção nuclear francesa tem vindo a cair por razões que não estão suficientemente claras, de acordo com fontes do setor da eletricidade ouvidas pelo Observador. Em agosto, foi anunciada a paragem de quatro reatores por causa do calor. E há unidades que param para manutenção e depois não reabrem na data prevista. Dados de setembro indicam que a disponibilidade das centrais nucleares francesas estava em queda para 72%. Em 58 unidades operadas pela EDF, 40 reatores estavam disponíveis.

E da Bélgica chegou mais um sinal de alarme. A Eletrabel anunciou que a retoma de dois reatores parados para a manutenção vai demorar mais que o previsto. Em vez de outubro, só em janeiro é que as unidades voltarão a estar operacionais. Dos seis reatores do pais, apenas um irá estar a funcionar em novembro, o que é inédito e coloca a Bélgica em risco de sofrer apagões. O anúncio deixou o Governo belga à beira de um ataque de nervos e a contactar os vizinhos França, Alemanha e Holanda para avaliar capacidade de interligação para importar energia.

O trio infernal: Petróleo, gás e CO2

O recuo do nuclear, que quando o investimento está amortizado permite produzir eletricidade a preços mais baixos e sem emissões de CO2 (ainda que tenha outros problemas ambientais como os resíduos), está a alimentar os custos de outras formas de geração. É o caso das centrais térmicas, que são chamadas a produzir mais para cobrir a oferta em falta. O preço do gás natural estava em agosto ao nível mais alto deste ano, em parte empurrados pelo petróleo, mas também em resultado de uma maior dinâmica na procura, sobretudo de GNL (gás natural liquefeito) cujo valor de mercado está a ser inflacionado por maiores compras da China. Cargas que ficariam na Europa estão a seguir para o Oriente, o que faz subir os custos do combustível nas centrais europeias.

O grande concorrente do gás natural, o carvão, mantém os preços elevados, mas ainda mais altos estão os custos da geração de eletricidade com este combustível. E porquê? Porque as cotações do mercado de carbono estão a negociar ao nível mais alto em dez anos. As centrais a carvão são as unidades industriais que mais emitem CO2 e, de acordo com as regras europeias, precisam de ter licenças para poluir, ou seja, para produzir.

O preço do carvão mantém-se elevado e o custo da geração destas centrais ainda sobe mais por causa do custo do carbono. Ainda que nos últimos dias as cotações do CO2 tenham perdido algum terreno, o seu preço praticamente quadruplicou desde os meados do ano passado. É o efeito do acordo dos governos na União Europeia, na sequência do acordo do clima em Paris, para cortar o excesso de licenças grátis que levou o mercado do carbono a afundar após a crise financeira e económica de 2008.

Evolução da cotação das licenças de carbono na Europa no último ano

O resultado tem-se visto na subida dos preços da eletricidade, desde o Reino Unido, França e Alemanha. E segundo analistas citados pela Bloomberg é uma consequência da antecipação do efeito da reserva de estabilidade do mercado, um mecanismo concebido para controlar de forma automática o fornecimento de licenças de emissão que vai arrancar em janeiro de 2019. Este mecanismo deverá retirar do mercado 24% das licenças em circulação, reduzindo os valores que os governos vendem em leilão, e que têm vindo a ser uma importante fonte de receitas, no caso do sistema elétrico nacional.

E as barragens?

As energias renováveis deveriam estar a contrariar, ou pelo menos mitigar este efeito na Península Ibérica, sobretudo a produção de origem hídrica num ano que teve muito mais chuva do que 2017. Se é certo que a produção hídrica em termos acumulados desde o início de 2018 é mais do dobro da verificada no ano passado em Portugal, a geração nos meses do verão não tem sido assim tão mais elevada, sobretudo quando olhamos para geração a partir de albufeira, aquela que permite a gestão da oferta. Esta situação pode ser explicada pela necessidade de manter a água para, por um lado, repor os níveis de armazenamento perdidos na seca do ano passado, mas também por uma gestão mais cautelosa dos caudais por razões ambientais ou outras, considerando que estamos num final de verão seco e quente.

Há no entanto suspeitas dos dois lados da fronteira sobre a gestão que tem sido feita da ofertas das grandes hídricas. Do lado espanhol, há quem defenda que as barragens não deviam estar a ser premiadas com a alta dos preços no mercado, uma vez que os seus custos marginais são reduzidos — não têm encargos com a compra dos combustíveis. Mas essas são as regras do mercado, da oferta e da procura, e dificilmente será colocado um teto ao preço de uma tecnologia sem que existam contrapartidas, seja por via de contrato de longa duração como os CAE ou CMEC, seja por via do pagamento de garantias de potência.

Barragem do Picote explorada pela EDP

Mas uma coisa é as centrais hídricas aproveitarem a boleia dos preços grossistas altos para ganharem mais. Outra coisa é as empresas que gerem os vários tipos de oferta no mercado estarem a otimizar ou manipular a energia que vendem em cada uma das tecnologias para fazer subir ainda mais os preços. Essa suspeita existe no caso da oferta hídrica em Portugal, da responsabilidade da EDP, segundo revelou o Expresso. Isto porque as grandes barragens têm estado nos últimos meses a fixar o preço de mercado, ao oferecem a sua energia ao valor mais alto, até superior ao das térmicas, não obstante estas terem custos com combustíveis. Esta é aliás uma das matérias que está a ser investigada pelos reguladores, conforme já tinha sido sinalizado pelos secretários de Estado dos dois países.

E neste contexto nem o vento está a ajudar. Em agosto, a produção de origem eólica caiu 5%, uma situação que ter-se-á mantido, ou até agravado em setembro e que afeta também o outro lado da fronteira.

Os contratos das rendas até podiam ajudar, mas….

Nas contas que sustentam a fixação de tarifas para este ano, a Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (ERSE) previa que o custo médio de aquisição de eletricidade por parte comercializador do serviço universal rondasse os 53,8 euros por MWh, incluindo já os custos dos serviços de sistema. Desde maio que os preços na bolsa espanhola diária estão acima desse valor. Ou seja, com as cotações médias a variar entre os 60 e os 70 euros por megawatt hora, gera-se um desvio negativo que tem de ser compensado nas tarifas elétricas de 2019. Mas há outros fatores que entram nas contas do preço da eletricidade que podem contrariar, ou pelo menos, amortecer, este fenómeno.

Uma parte importante da eletricidade produzida em Portugal está protegida por contratos de longa duração com remunerações garantidas. Esta circunstância tem permitido uma maior estabilidade nos preços finais do mercado nacional que até comparam melhor com a média europeia em momentos de alta dos preços grossistas.

A central de Sines, a maior de Portugal, deixou o regime dos CMEC no ano passado

Para o bem e para o mal. No passado, os contratos CAE (contratos de aquisição de energia) e CMEC (custos de manutenção do equilíbrio contratual), mas também as tarifas bonificadas das renováveis, puxaram os preços finais para cima, sendo por isso identificado como as rendas excessivas aos produtores de eletricidade. Na atual conjuntura de preços de mercado muito elevados, estes contratos poderiam funcionar como estabilizador dos custos do sistema e atenuar o impacto na escalada nos mercados. Isto porque os produtores que tinham direito a receber uma sobrecompensação nas tarifas da eletricidade face à receita de mercado, vão receber menos — ou no limite nada — se o valor de mercado for superior à remuneração associada ao seu contrato.

Olhemos para o caso dos famosos CMEC das centrais da EDP. Estes contratos têm um preço de referência de 50 euros por megawat/hora, que no passado esteve sempre acima do valor obtido por estas unidades na venda em mercado. Foi essa diferença que levou ao pagamento de compensações fixadas anualmente. Este ano tudo indica que o preço médio do mercado ficará acima desse valor de referência, o que permitiria em tese que estes contratos de rendas funcionassem a favor dos consumidores. A ironia das ironias é que os CMEC já não vão influenciar os preços da eletricidade. Por um lado, há muitas centrais cujo CMEC terminou como Sines, e que estão a ganhar com a valorização do mercado. Por outro lado, o valor das compensações devidas às centrais da EDP até ao final deste regime já foi fixado pela ERSE, não podendo por isso servir de almofada a esta escalada.

Como estabilizadores do mercado sobram os CAE da Turbogás e da Tejo Energia e os produtores renováveis. A produção em regime especial, onde estão as eólicas e a cogeração, tem sido a maior fatura de política energética a pesar nas tarifas finais. Nos preços deste ano representam mais de 600 milhões de euros, o que representa 24% do valor pago pelas famílias (que suportam a totalidade deste encargo). O sobrecusto das renováveis vai baixar nas tarifas do próximo ano, mas não é líquido que chegue para neutralizar o que se está a passar nos mercados.

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