Janeiro fechou com um preço médio grossista de eletricidade em Portugal e Espanha superior a 200 euros por MWh. Os contratos futuros sugerem que os preços altos persistirão até ao primeiro trimestre de 2023
O mercado ibérico de eletricidade (Mibel) fechou janeiro com um preço médio grossista de 201,89 euros por megawatt hora (MWh), o mais alto preço de sempre para um mês de janeiro em Portugal e Espanha e o segundo mês mais caro na história do Mibel, apenas atrás dos 239,27 euros por MWh registados em dezembro.
Segundo os dados do OMIE, o operador do mercado diário do Mibel, o preço médio da produção contratada para esta segunda-feira, 31 de janeiro, será de 223,95 euros por MWh, o que, estando longe de ser um recorde, mantém o mercado grossista da Península Ibérica numa tendência de preços altos, que teimam em não ceder, perante a persistência de elevados preços no gás natural e capacidade limitada de oferta das centrais hidroelétricas, que vão enfrentando um ano especialmente seco.
Olhando para os últimos quatro anos, o preço médio mensal da eletricidade no Mibel foi rondando a faixa dos 50 a 60 euros por MWh, e até ao início da vaga de preços recorde do ano passado o mês mais caro tinha sido setembro de 2018, com 71 euros por MWh. Depois disso, a pandemia (mas também a meteorologia) trouxe preços grossistas mais baixos, com abril de 2020 a fechar nos 17,77 euros por MWh de preço médio.
O ano 2021 trouxe ainda em fevereiro um mês especialmente barato (28 euros por MWh), mas desde então o Mibel iniciou uma escalada de preços, que se tornou particularmente preocupante a partir de meados do ano. Em agosto de 2021 o preço grossista da eletricidade em Portugal e Espanha ultrapassou os 100 euros por MWh e não mais voltou abaixo desse patamar.
Os dados do OMIE analisados pelo Expresso mostram que os últimos quatro meses marcaram um "novo normal" de eletricidade transacionada em torno dos 200 euros por MWh, um nível caro para os padrões históricos do mercado ibérico (que rondavam, em média, os 50 a 60 euros até 2020) e que está a começar a chegar a diversos consumidores intensivos de eletricidade, penalizando as suas estruturas de custos.
Olhando para a frente, o cenário mostra-se adverso pelo menos durante mais um ano, tendo em consideração os contratos futuros do operador do mercado a prazo do Mibel, o OMIP.
Com efeito, só a partir de abril de 2023 os operadores do mercado de futuros (onde comercializadores e traders fecham posições mensais, trimestrais e anuais que lhes permitem desenhar e estruturar tarifários para oferecer aos clientes durante 12, 24 ou mais meses) dão sinais de alívio, com o contrato para o segundo trimestre de 2023 a cair para os 100 euros por MWh. Será, se se confirmar, uma queda importante no custo grossista da eletricidade, embora ainda deixe esta forma de energia praticamente ao dobro do custo médio desde que o mercado ibérico arrancou, em 2007.
O mercado de futuros da Península Ibérica sugere, todavia, um regresso a valores do passado em 2024, e os contratos anuais daí em diante assumem preços muito mais baixos, o que poderá explicar os convites que alguns comercializadores de eletricidade vêm fazendo para que clientes industriais aceitem contratos com maturidades mais longas.
Para o alívio progressivo dos preços a partir de 2024 e 2025 contribuirá a expectativa dos agentes do sector elétrico de que os constrangimentos atuais no mercado do gás natural não durem para sempre, podendo as centrais de ciclo combinado a gás voltar a cobrar preços de eletricidade mais baixos.
Por outro lado, na Península Ibérica está em marcha o desenvolvimento de um conjunto vasto de projetos fotovoltaicos de larga escala que poderá ter impacto na formação do preço grossista, uma vez que a "inundação" do mercado por energia de baixo custo das centrais solares diminuirá, durante o dia, a necessidade de recurso a centrais a gás e hidroelétricas.
Portugal tem atualmente instalados 1,3 gigawatts (GW) de capacidade solar fotovoltaica, mas tem em fase de desenvolvimento 11,8 GW de nova potência solar, que ultrapassarão por larga margem a meta do Plano Nacional de Energia e Clima de até 2030 alcançar os 9,3 GW fotovoltaicos.
Parte desta capacidade solar resulta do licenciamento nos leilões solares de 2019 e 2020, que acrescentarão 2 GW de centrais fotovoltaicas. O Governo tem vindo a conceder várias prorrogações de prazos para a entrada em funcionamento dessas centrais, devido ao impacto da pandemia e da crise logística global no negócio dos painéis solares. Os prazos atualmente em vigor indicam que os 1,3 GW adjudicados no leilão de 2019 deverão estar operacionais o mais tardar em 2025.
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