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Famílias arriscam subida até 10% na conta da luz

Milhares de clientes de eletricidade já receberam em julho atualizações dos seus tarifários, motivadas pela subida do custo da energia no mercado ibérico. Mas o pior estará por chegar e pode implicar aumentos de até 10% na fatura da generalidade das famílias portuguesas

As famílias portuguesas podem ser confrontadas no próximo ano com um agravamento da fatura de eletricidade próximo dos 10%, reflexo da escalada do custo da energia no mercado ibérico. Segundo apurou o Expresso, alguns milhares de consumidores domésticos que são servidos por comercializadores de eletricidade independentes já começaram em julho a pagar mais na conta da luz.

O forte aumento dos preços no mercado ibérico de eletricidade (Mibel) será um dos fatores de pressão para 2019, quer na proposta de tarifas reguladas, quer na definição dos preços no mercado livre (onde já estão cinco dos seis milhões de clientes domésticos de eletricidade em Portugal).

Desde o início do ano, o preço dos contratos futuros para entrega de eletricidade em 2019 já subiu 17%, de €48 para €56 por MWh (megawatt hora). Tendo em conta que a componente de energia pesa cerca de 40% na fatura elétrica das famílias (o resto são custos de redes e outros), caso o preço atual desses contratos (56 euros) se mantenha até ao final do ano, a consequência provável é que no início de 2019 a fatura das famílias (antes de impostos) sofra um agravamento em torno de 7%.

Mas o preço dos futuros para 2019 pode pecar por defeito. É que os contratos futuros para o quarto trimestre do corrente ano estão a ser transacionados em torno de €67 por MWh, em alta de 26% face ao início do ano. A repercussão, por parte dos comercializadores de eletricidade, de uma subida do custo da energia desta magnitude poderá traduzir-se num agravamento na fatura elétrica das famílias portuguesas na casa dos 10%.

A EDP Comercial, que concentra 77,5% dos clientes domésticos de eletricidade no mercado livre, fez em janeiro deste ano um aumento de 2,5% dos seus preços médios para consumidores residenciais, refletindo a subida de preços grossistas que já se havia registado em 2017. Desde então, o preço grossista no Mibel tem continuado a subir, mas a EDP Comercial não efetuou qualquer novo ajustamento.

Mas se a EDP não repercutiu ainda nos seus quatro milhões de clientes no mercado livre a escalada de preços que se está a registar em 2018, outros comercializadores de menor dimensão já o estão a fazer.

A Energia Simples é um desses casos. O sócio e fundador da empresa, Manuel Azevedo, confirma ao Expresso que a Energia Simples avançou em julho com uma atualização de cerca de 15% na tarifa de energia, traduzindo-se num encarecimento da fatura total de 6%. Foram afetados os cerca de três mil clientes domésticos da Energia Simples. Manuel Azevedo considera que os preços regulados da eletricidade estão desfasados da realidade do Mibel. “A ERSE deveria também aumentar os preços”, comenta o gestor.

Também a Luzboa, um comercializador com cerca de cinco mil clientes domésticos, foi forçada a atualizar os seus preços em julho. “Subimos cerca de 3% a 4%”, diz ao Expresso o presidente executivo da Luzboa, Pedro Morais Leitão, admitindo que pode haver necessidade de novos aumentos no próximo ano. “Nós estamos preocupados. E quem disser que não está preocupado está a mentir”, acrescenta o gestor.

O presidente da Goldenergy, Nuno Afonso Moreira, indica ao Expresso que a sua empresa não fez para já nenhum aumento tarifário, mas está a acompanhar com atenção a subida dos preços no mercado grossista. O gestor assegurou que a Goldenergy está coberta no seu aprovisionamento de eletricidade até ao final do ano, ou seja, com reduzida necessidade de ir ao mercado comprar energia aos preços atuais.

Há vários fatores que estão a pressionar o preço da eletricidade no Mibel. Por um lado, o aumento do custo do carvão e do gás natural, matérias-primas que alimentam parte substancial das centrais termoelétricas que marcam o preço grossista na Península Ibérica. Por outro lado, a subida do custo das licenças de emissão de dióxido de carbono (CO2).

O facto de duas centrais nucleares em Espanha terem parado no primeiro semestre e de a produção eólica estar abaixo dos valores de anos médios também está a deixar o sistema elétrico ibérico sob pressão. Pressão essa que se vai agravar num cenário de intensificação da procura (que é sensível às condições meteorológicas, de muito calor no verão ou muito frio no inverno).

Atualmente, os contratos de eletricidade para 2019 estão nos €56 por MWh, ainda aquém dos €67 de referência para o quarto trimestre deste ano. Mas é possível que nos próximos meses os futuros para 2019 fiquem mais caros.

Hugo Martins, analista da empresa Magnus Commodities, admite esse cenário. “Se o inverno chegar aos preços que se esperam (superiores aos atuais) e, pior, se existe algum problema no sistema, penso que é perfeitamente possível que os produtos Omip [bolsa de contratos futuros do Mibel], especialmente os trimestrais, subam de forma a acompanhar a subida geral no mercado spot [diário]”, comenta ao Expresso.

Hugo Martins recentemente publicou uma análise sobre o facto de os preços do mercado ibérico variarem muito menos durante o dia do que variavam no passado (em que o preço da energia era muito mais baixo de madrugada e mais alto durante o dia). Esta alteração do perfil de preços no Mibel está a ocorrer ao mesmo tempo que o preço médio diário da eletricidade vai subindo, tornando 2018 um dos anos mais caros da última década.

Estas mutações no funcionamento do mercado ibérico de eletricidade estão a suscitar interrogações nos agentes do sector (analistas, gestores de empresas de energia, entre outros). Há fatores que aparentemente justificam o aumento de preços, mas há dúvidas sobre se esta escalada é totalmente justificada. Ou seja, sobre se o mercado está a funcionar de forma concorrencial e eficiente.

O Mibel, à semelhança de outras plataformas, é um mercado dito “marginalista”. Em cada dia (ou semana, mês ou trimestre) os comercializadores vão ao mercado comprar um determinado volume de energia (para revenda ao cliente final). Para esse volume os produtores oferecem os seus preços. A central elétrica que ofereça o preço mais baixo assegura o escoamento da sua energia, a central com o segundo melhor preço avança de seguida, até à central que seja necessária para preencher o último MWh de eletricidade do lado da procura. Mas o preço que essa última central oferecer será o preço a pagar também às centrais que ofereceram os preços mais baratos.

Hugo Martins resumiu-o assim, num artigo que a Magnus Commodities publicou em julho: “Um mercado marginalista significa na prática que o preço da eletricidade é determinado pelo vendedor mais caro que consegue encontrar comprador”.

Isto significa, na prática, que há um conjunto de produtores que, à boleia da subida dos custos das centrais termoelétricas, conseguem preços de venda superiores àqueles de que precisariam para operar com rentabilidade. Hugo Martins admite que as autoridades ibéricas e europeias poderiam estudar um desenho alternativo da formação de preços, em prol de uma solução mais favorável aos consumidores. “Este mercado existe neste formato para apoiar os interesses da geração [produção de eletricidade], não do consumo. E é um algoritmo europeu, não só ibérico”, observa o analista da Magnus Commodities.

IN: Expresso (2 agosto 2018)

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