“Houve meses em que as empresas de energia tiveram 30% de perda de faturação”

É a Associação dos Comercializadores de Energia no Mercado Liberalizado mas da sua lista de associados não fazem ainda parte os grandes players como a EDP, Endesa, Iberdrola ou Galp. Ainda assim, a ACEMEL conta já com 19 associados que representam mais de 50% das comercializadoras ativas no mercado português. AXPO, Muon Electric, Goldenergy e I9Energy são as mais recentes aquisições, no início de 2021.

Em entrevista ao ECO/Capital Verde, Ricardo Nunes, presidente da ACEMEL dá conta dos efeitos da pandemia de Covid-19 na atividade destas empresas: quebras de faturação que chegaram aos 30% em alguns meses de 2020 e um aumento significativo das dívidas de clientes, sobretudo por parte das famílias que deixaram de ter rendimentos para pagar as contas da luz.

2021 traz agora outros desafios, como a enorme volatilidade de preços nos mercados spot de energia.

Como é que a pandemia de Covid-19 tem impactado os comercializadores de energia em Portugal?

Há dois efeitos principais, diretos e indiretos. No caso dos efeitos diretos, com os confinamentos e com a diminuição do consumo que houve a partir de março de 2020, e que agora voltou a haver, a faturação destas empresas diminuiu drasticamente e, portanto, foram afetadas diretamente. Paralelamente a essa diminuição da faturação também aconteceu um aumento dos incumprimentos, ou seja, as empresas e as famílias aumentaram o seu risco de não-pagamento dos consumos de energia. Em termos de efeitos indiretos, as três grandes alterações no mercado da energia foram absorvidas pelas comercializadoras. Em primeiro lugar, as que implicaram mudanças estruturais nos sistemas de faturação das empresas, com a descida do IVA, a impossibilidade de levar a cabo cortes de fornecimento de energia em 2020 e o apoio às faturas de janeiro que o governo anunciou.

Houve muitos clientes a deixar de pagar as suas faturas de energia em 2020?

Penso que onde aconteceu mais foi nas famílias, no segmento doméstico, e houve um aumento muito importante face aos anos anteriores. As empresas pararam a sua atividade no ano passado e deixaram de consumir energia. Os incumprimentos não foram contabilizados, mas a nossa perceção (porque falamos, naturalmente, com os nossos associados) é que houve um grande aumento dos incumprimentos e teve mais enfoque nos consumidores domésticos, o que também é natural.

Quem são os associados da ACEMEL? As grandes elétricas como a EDP, Endesa, Iberdrola e Galp, continuam foram da associação?

A ACEMEL tem neste momento 19 associados que representam mais de 50% das comercializadoras ativas no mercado português. Temos empresas das mais diversas estruturas – desde empresas que estão verticalizadas, portanto, têm desde produção, comercialização, mobilidade elétrica, eficiência, até empresas que só têm comercialização, mas que foram adquiridas por grupos energéticos maiores, no fundo, para lhes dar alguma dimensão. Os mais recentes associados, que entraram em 2021, incluem a AXPO, Muon Electric, Goldenergy e I9Energy.

Que desafios trouxe às comercializadoras de energia em termos de faturação todas estas mudanças nas taxas do IVA aplicado à eletricidade?

Não foi só ao nível da faturação, mas de todos os sistemas informáticos. Há todo um custo da estrutura de recursos humanos porque somos inundados constantemente com milhares de perguntas das pessoas para tentarem perceber as alterações em relação ao IVA, tentarem perceber o que é que se está a passar e como é que as empresas se vão adaptar. Isto tudo em cima dos efeitos diretos da pandemia e da perda abrupta de faturação. Houve meses em que tivemos, em média, 30% de perda de faturação.

É preciso as pessoas perceberem que grande parte da sua fatura, cerca de 60% da sua fatura, está fixa e não depende do comercializador, portanto, não depende sequer de componentes energéticas. É a componente das redes e a componente dos impostos. Os consumidores só escolhem os outros 40%.

No início de 2021 há agora o desafio de operacionalizar o apoio do governo: as comercializadoras vão fazer o desconto aos clientes e só depois é que vão comunicar à ERSE o valor total que receberão do Fundo Ambiental. Qual o impacto dessa medida?

Para nós era muito mais simples se este desconto fosse feito através das tarifas, que não são componentes de energia, nomeadamente, dos impostos ou até da tarifa de redes. Ou seja, utilizar empresas com atividade regulada, como a E-Redes ou a REN, para fazer esse desconto seria mais fácil e não iria criar problemas de tesouraria e problemas operacionais para as comercializadoras. A nossa sugestão não foi acolhida, mas quisemos deixar claro o nosso ponto de vista.

A ERSE conseguiu baixar ligeiramente as tarifas no mercado regulado em 2021, mas no mercado livre todas as comercializadoras estão a subir os preços. Como se justifica?

No mercado livre nota-se cada vez mais concorrência, nota-se as empresas com mais dinâmica no mercado e com ofertas que, diria, às vezes, até são mais adaptadas ao próprio consumidor. Ou seja, hoje em dia, com esta liberalização e democratização do setor, o consumidor está mesmo no centro de toda e qualquer estratégia das comercializadoras. Entretanto, há aqui um fator que é importante referir: o que se passou em janeiro e fevereiro e o que se vai passar em março, de abril no mercado diário e no mercado spot, onde as empresas vão buscar grande parte da sua energia para depois fornecerem aos clientes. E aí, estamos com uma correlação muito elevada com a meteorologia, com o clima, nomeadamente com a energia eólica, o que significa que a sua previsão é mais difícil. Ninguém consegue prever a eolicidade com muitos dias de antecipação e isto traz alguma incerteza. E por isso é que no início de janeiro se assistiu a preços quase perto de 100 euros por MWh e acabou-se janeiro com preços de 1 euro por MWh. Portanto, estamos a falar de uma amplitude que não é sustentável.

Como é que isso se pode refletir nas contas da luz dos portugueses?

Quem tem tarifas fixas, não tem problema absolutamente nenhum, porque a comercializadora assegurou um determinado preço para um período mais longo (daí a importância dos mercados de futuros e derivados funcionarem porque é fundamental para o equilíbrio do mercado). Quem tem tarifas variáveis, tem o risco de pagar mais quando o preço está mais elevado e tem o benefício de pagar menos quando o mercado está mais baixo. As pessoas que escolheram tarifa variável no ano de 2020 tiveram todas grandes ganhos.

As pessoas sabem o que pagam na sua fatura da luz?

É preciso as pessoas perceberem que grande parte da sua fatura, cerca de 60% da sua fatura, está fixa e não depende do comercializador, portanto, não depende sequer de componentes energéticas. É a componente das redes e a componente dos impostos. Os consumidores só escolhem os outros 40%. Este é o primeiro tema que é preciso desmistificar. Depois, dentro da componente da energia, há, evidentemente, várias estratégias. No futuro vai cada vez mais haver produtos agregados à energia e, portanto, é um caminho que me parece natural. Existe liberdade de escolha, existe informação disponível, admito que não seja ainda perfeita a literacia energética.

Ninguém consegue prever a eolicidade com muitos dias de antecipação e isto traz alguma incerteza. E por isso é que no início de janeiro se assistiu a preços quase perto de 100 euros por MWh e acabou-se janeiro com preços de 1 euro por MWh. Portanto, estamos a falar de uma amplitude que não é sustentável.

O preço da energia tem tudo a ver com previsibilidade.

Exatamente. Como é que se pode ganhar previsibilidade e estabilidade de preços em mercados tão voláteis? Só com mercados de futuros e mercados a longo prazo a funcionar corretamente. E nós, em Portugal, na comparação com os nossos congéneres europeus, temos um mercados de futuros e um mercado de derivados que funciona pior, portanto, tem menos liquidez e menos profundidade do que os nossos companheiros europeus. Isso pode, no futuro, criar aqui um problema.

Em 2020 tivemos no mercado spot um preço bastante baixo. Como será em 2021?

Com esta imprevisibilidade do mercado diário, é um pouco difícil fazer esse tipo de análise. Contudo, a melhor expectativa que se tem é o valor que está no mercado de futuros. Tem subido bastante, mas também já desceu no passado. Nestes mercados de energia e de todas estas matérias-primas (como o petróleo, o algodão, o gás natural), o que acontece é que não depende só do clima, não depende só do preço, por exemplo, se o preço do petróleo aumentar e se tiver que entrar no leilão alguma tecnologia que tenha petróleo, dispara. Depende da atividade económica, depende como é que vai ser a retoma do consumo pós Covid, é muito importante perceber se o consumo volta para níveis anteriores, ou seja, há aqui muitas incertezas, que são sempre maiores no curto prazo do que no longo prazo, por isso é que se deve ter o mercado de longo prazo a funcionar.

Como é que se pode trazer essa estabilidade? O hidrogénio pode ajudar?

O hidrogénio é armazenável, é transportável, tem alto teor de energia, permite chegar a setores onde a eletrificação, por si só, não chega, nomeadamente transportes de longa distância – navios, aviões, mesmo autocarros de longa distância. Permite ir a indústrias de consumo intensivo de energia que, hoje em dia, utilizam, por exemplo, gás, petróleo. E vai permitir, também, alisar o mercado do curto prazo. Portanto, ter um mercado de suporte mais estável quando tivermos também tecnologias como o hidrogénio ou, em alternativa, quando tivermos as tais baterias. Acho que o futuro da energia renovável e de um país e de um mundo sustentável passa pelo hidrogénio.

Que avaliação faz dos dois leilões do solar que já aconteceram em 2019 e 2020?

O leilão português foi um tremendo sucesso. Agora, há uma nota que eu gostava de deixar: o preço não pode ser o único elemento diferenciador. Porquê? Porque se nós desenvolvemos um leilão em que esmaguemos o preço, por exemplo, do vencedor, e o vencedor não ficar, de alguma forma, confortável com a sua posição, só há dois caminhos: o primeiro é que o vencedor, mais cedo ou mais tarde, desinteressa-se pelo próprio projeto e até pode chegar ao cúmulo (como já aconteceu noutros países) de pagar para não ficar com o projeto que tinha ganho em leilão ou então, em alternativa, o que pode fazer é repassar o seu défice de remuneração para os restantes agentes da cadeia de valor, sendo que repassa depois para o seguinte, que será o comercializador, que depois repassa para cima, que será o consumidor. E, portanto, no limite, esse desconto, depois, não se vai ver na fatura dos portugueses de forma direta. Por isso é que nós acreditamos que o preço não deve ser o único elemento diferenciador e, mais, o leilão é um excelente instrumento para o Governo poder aplicar (como fez com o armazenamento) alguns défices que tenha ou algumas políticas energéticas que queira para os próximos anos, seja no armazenamento, seja no acesso às redes, seja no que for.

Quais são os principais desafios para 2021?

O primeiro é a adaptação a esta nova variação que o mercado spot está a indicar. Depois, cada vez mais as empresas comercializadoras estão a verticalizar o seu negócio, não têm só comercialização de energia, têm mobilidade elétrica, têm eficiência energética, têm produção. O terceiro desafio é a questão do autoconsumo, tanto em disponibilizar soluções de autoconsumo aos seus clientes, como gerir o excedente de venda à rede das pessoas ou das empresas.