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Mercado global, fatura local

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Cacalos Garrastazu

Do petróleo à eletricidade, a energia é transacionada numa dinâmica global, em que riscos e oportunidades acabam por se confundir

Miguel Prado

Miguel Prado

Jornalista

O desastre nuclear em Fukushima, em 2011, foi para o Japão um virar de página na sua política energética. Mas as consequências do acidente não se confinaram ao mercado nipónico. Fukushima provocou a necessidade urgente de acionar centrais elétricas a gás natural, fazendo disparar a procura por este combustível no Extremo Oriente. A oportunidade foi aproveitada por diversas companhias energéticas, incluindo a Galp, que fez crescer exponencialmente o seu negócio de compra e venda internacional de gás.

Hoje a Galp tem no trading internacional metade de todo o seu negócio de venda de gás (a outra metade está na distribuição a clientes em Portugal e Espanha). Em 2010, antes de Fukushima, a atividade de trading valia somente 10% de todas as vendas de gás do grupo. A expansão desse negócio da Galp beneficiou de uma feliz conjugação de dois fatores: a anormal procura de gás na Ásia e a redução do consumo em Portugal decorrente do abrandamento económico.

A verdade é que a Galp transformou em oportunidade um risco. Os contratos de longo prazo de importação de gás firmados com a Argélia e a Nigéria obrigam a empresa a adquirir todos os anos um valor predefinido de combustível, consuma-o ou não. E durante vários anos a Galp aproveitou o excedente de gás (perante a queda do consumo em Portugal) para transacionar internacionalmente esta matéria-prima.

A história da Galp é apenas um exemplo de como o mercado da energia segue uma dinâmica global de oferta e procura. Uma dinâmica, aliás, patente na variação do preço do petróleo, tão sensível aos aumentos e diminuições das reservas dos Estados Unidos como às posições dos produtores do Médio Oriente. Mesmo no sector elétrico a exposição da Europa às fontes fósseis (gás natural e carvão) torna os preços de mercado algo voláteis.

Mas se o mercado da energia é global, quase sempre a fatura que o consumidor final paga é local, sendo influenciada, em grande medida, pela carga fiscal que cada Governo aplica aos produtos energéticos e pela política regulatória que sobre eles incide, que pode determinar uma maior ou menor rigidez dos preços. Veja-se como são diferentes os preços dos combustíveis rodoviários entre Portugal e Espanha, e observe-se a posição destacada da fatura de eletricidade e gás das famílias portuguesas no contexto europeu.

Para o presidente da Endesa Portugal, Nuno Ribeiro da Silva, “estamos a viver uma época em que há riscos e oportunidades como nunca”. A tradicional organização do sector energético está a mudar, em resultado de alterações ao nível tecnológico, na política energética e nas soluções de relacionamento com os clientes, aponta o gestor.

Um dos desafios mais críticos, segundo Nuno Ribeiro da Silva, é o custo das emissões de dióxido de carbono (CO2). “Se o preço do CO2 for mais elevado, isso é uma oportunidade para a eletrificação”, admite o antigo secretário de Estado da Energia. E mesmo as alterações no valor das licenças de emissão podem influenciar a valorização das reservas de petróleo.

Mercado global em mutação

A Agência Internacional de Energia (AIE) projetou no seu último “World Energy Outlook” que até 2040 as emissões de CO2 do sector energético ainda crescerão 16%. Mas, refere a organização, dentro de 15 anos a eletricidade de origem renovável suplantará a eletricidade gerada a partir do carvão. Na Europa as fontes limpas deverão em 2040 assegurar mais de 50% da energia elétrica. Paralelamente, os Estados Unidos abrandarão o consumo de petróleo e a procura mundial de gás subirá, impulsionada pela China e Médio Oriente.

Em Portugal, o secretário de Estado da Energia, Jorge Seguro Sanches, está, por um lado, preocupado com os preços da energia para o cliente final e, por outro lado, entusiasmado com a oportunidade de fazer do país uma peça-chave na transição energética europeia rumo a uma maior incorporação de fontes renováveis e à diversificação do aprovisionamento de gás.

“A grande oportunidade que existe é a liderança europeia na produção de energia que não recorra às importações. As nossas fontes de energia são a grande oportunidade que temos. Por isso é tão importante apostarmos nas interligações. Se funcionarmos em rede [ligando a Península Ibérica ao resto da Europa] conseguimos mais facilmente funcionar de forma equilibrada”, analisa Jorge Seguro Sanches. Ter acesso a preços mais baixos, como os do centro da Europa, seria um dos benefícios do reforço das interligações energéticas.

O secretário de Estado da Energia diz-se preocupado “acima de tudo” com os preços praticados em Portugal. “Mais de metade do custo do sistema elétrico está em custos fixos”, nota Seguro Sanches. “Temos de conseguir reduzir esses custos”, defende o governante, reconhecendo, contudo, que isso terá de ser feito com cautela, porque “medidas bruscas afastam os investidores”.

Um novo desenho do mercado?

Embora represente somente 25% de toda a energia consumida em Portugal (a maior parte são ainda os produtos petrolíferos), a eletricidade é um tema bem sensível. Inclusive para as empresas que a produzem e comercializam, e que vêm advogando a necessidade de um redesenho do mercado.

Hoje os preços grossistas da eletricidade resultam do cruzamento da oferta e procura no mercado ibérico. A elevada oferta de fontes renováveis (que já beneficiam de tarifas garantidas) tem feito cair o preço grossista, deixando as centrais convencionais (alimentadas a carvão e gás) num limbo, sem conseguirem cobrir todos os seus custos (além de elevados custos fixos, têm o custo variável do combustível). “O preço de mercado tem vindo a baixar e na realidade não está a permitir remunerar os investimentos nas centrais tradicionais”, confirma Nuno Ribeiro da Silva.

O risco é que a reduzida rentabilidade das centrais elétricas congele investimentos em nova capacidade que poderá ser necessária dentro de 10 a 15 anos. Algumas utilities têm defendido que o mercado elétrico se adapte ao novo paradigma de uma maior exposição a custos fixos. Parques eólicos, barragens e centrais solares têm sobretudo o custo fixo do investimento, sem os custos variáveis das centrais alimentadas a carvão e gás. Além disso, o transporte da energia elétrica acarreta custos regulados e fixos.

No entanto, a fatura que as famílias pagam assenta na sua maior parte na componente variável do termo de energia. O encargo da potência contratada (um valor mensal fixo) é uma parte minoritária na fatura. Seria ou não mais razoável dar à fatura elétrica um cariz essencialmente fixo (como acontece já nas telecomunicações)? E assegurar aos produtores contratos de longo prazo que permitam dar previsibilidade aos preços da energia num horizonte de 10 ou 20 anos? O debate segue dentro de momentos.

Artigo originalmente publicado no Expresso de 18 de junho de 2016

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