Mercado elétrico de Chipre emite sinais contraditórios devido à dependência do petróleo

Dois percursos de preços definem o mercado

Chipre opera dois mecanismos paralelos de formação de preços da eletricidade, baseados em lógicas económicas diferentes. O principal preço grossista acompanha de perto o mercado internacional do petróleo, enquanto um segundo preço é aplicado às unidades geradoras que têm de permanecer em funcionamento por necessidades do sistema. Segundo a SBC TV, este último assenta em custos operacionais declarados e num leilão com praticamente um único proponente, e não diretamente no petróleo ou na procura de eletricidade.

A diferença é importante porque mais de 90% do valor movimentado no mercado elétrico cipriota resulta da queima de produtos petrolíferos. A maioria das unidades de geração é antiga e pouco flexível, tendo de continuar a operar no mínimo tecnicamente possível mesmo durante períodos de sol. Sem armazenamento ou interligação elétrica transfronteiriça, as variações internacionais do petróleo passam quase automaticamente para os custos de geração e para as faturas.

Preços grossistas continuam voláteis

A SBC TV informou que o preço grossista se situou em cerca de €150-180/MWh no final de 2025, antes de subir para €250/MWh em março. Depois recuou, mas voltou a atingir €243/MWh em agosto e chegou a €257/MWh em setembro. A média do período foi de €203/MWh. Estas oscilações mostram a exposição direta das famílias e empresas aos choques do mercado petrolífero.

Chipre não consegue atualmente compensar o aumento do combustível com importações de eletricidade mais barata. A geração renovável também não pode ser totalmente aproveitada, porque as centrais convencionais têm de permanecer ligadas e o sistema não dispõe de armazenamento. Como resultado, os produtos petrolíferos continuam a determinar grande parte dos custos neste mercado pequeno e isolado, mesmo quando a produção solar reduz temporariamente a necessidade de geração térmica.

Para produtores e grandes consumidores de eletricidade, isto cria uma estrutura de custos difícil de proteger dentro do mercado nacional. Os geradores continuam dependentes de combustível importado, enquanto os utilizadores industriais e comerciais enfrentam variações grossistas provocadas por acontecimentos fora de Chipre. Investimentos em renováveis, armazenamento e interligações podem reduzir essa exposição, mas a estrutura atual continua a determinar as faturas.

Unidades obrigatórias dão outro sinal

Cerca de um terço do mercado corresponde a unidades de integração obrigatória, mantidas disponíveis para apoiar o funcionamento do sistema. O seu preço deveria refletir o custo de manter a prontidão, e não a relação imediata entre oferta e procura. Na prática, porém, a SBC TV afirmou que o mecanismo utiliza custos declarados que não são conferidos com as faturas reais de combustível e que o leilão conta essencialmente com um único proponente.

A mesma combinação de quatro unidades integrou esta categoria em outubro de 2025, junho de 2026 e setembro de 2026. Os preços foram de €189,52/MWh e €227,37/MWh nos dois primeiros meses, cerca de 17% acima do respetivo preço grossista. Em setembro, contudo, o mercado grossista atingiu o máximo anual de €257/MWh, enquanto o preço das mesmas unidades caiu para €75,77/MWh, transformando o prémio anterior num desconto de aproximadamente 70%.

A divergência levanta dúvidas sobre a forma como os custos declarados são calculados, verificados e transferidos para os consumidores. A Autoridade Reguladora de Energia de Chipre terá de esclarecer se esses custos são verificados de forma independente e se os resultados serão divulgados. Para os participantes do mercado, uma verificação transparente ajudaria a separar as despesas reais de segurança do sistema dos resultados de preços provocados pela concorrência limitada.