Preço grossista da eletricidade na Sibéria sobe 13,63% numa semana

Preços sobem em todas as zonas do mercado

Os preços grossistas da eletricidade aumentaram em todas as zonas tarifárias da Rússia entre 14 e 20 de setembro, com as variações mais fortes na Sibéria e no Extremo Oriente. O preço livre siberiano subiu 13,63% numa semana, para ₽1.736,86 por MWh. No Extremo Oriente, o índice avançou 16,02%, para ₽3.688,48 por MWh, enquanto na Rússia europeia e nos Urais a alta foi mais moderada, de 3,08%, para ₽2.271,31 por MWh.

O aumento semanal não colocou todas as regiões acima dos valores do mesmo período do ano anterior. Os preços continuaram 12,7% mais baixos na Sibéria e 1,2% inferiores na Rússia europeia e nos Urais. O Extremo Oriente seguiu uma trajetória diferente: o seu índice ficou 44,6% acima do ano anterior. A comparação evidencia uma grande diferença regional nos custos grossistas, mesmo depois da recente subida siberiana.

Matriz de geração supera o efeito da procura mais fraca

O consumo de eletricidade na Sibéria caiu 0,19% durante o período, para 3,911 milhões de MWh, mostrando que a alta de preços não foi provocada pelo crescimento da procura agregada. A principal mudança ocorreu na matriz de geração. As hidroelétricas representaram 69,18% da produção siberiana, enquanto a participação das centrais térmicas subiu para 30,82%. Uma maior dependência da geração térmica pode elevar o custo marginal da eletricidade fornecida ao mercado grossista.

A procura cresceu noutras regiões. O consumo na Rússia europeia e nos Urais aumentou 0,95%, para 14,331 milhões de MWh, enquanto no Extremo Oriente subiu 1,95%, para 796.553 MWh. As centrais térmicas responderam por 67,81% da geração no Extremo Oriente e as hidroelétricas por 32,19%. Na primeira zona tarifária, que abrange a Rússia europeia e os Urais, a participação nuclear caiu para 31,16%, enquanto a térmica aumentou para 60,41%.

Indústria enfrenta maior divergência regional de custos

A maior parte da eletricidade russa é comercializada no mercado do dia seguinte, no qual os preços refletem a combinação de geração necessária para cobrir o consumo esperado. Os desvios em relação à procura programada são negociados em tempo real no mercado de balanço. Alterações na disponibilidade dos diferentes tipos de geração podem, portanto, afetar os preços grossistas mesmo quando o consumo está estável ou em queda, como demonstram os dados siberianos.

A geografia do mercado também mudou. Desde o início de 2025, a República de Komi e a região de Arkhangelsk integram a primeira zona tarifária, enquanto o Extremo Oriente entrou na segunda. Os resultados da Sibéria e do Extremo Oriente continuam a ser calculados separadamente porque os seus sistemas elétricos interligados pertencem a zonas síncronas distintas.

Custo da capacidade continua em disputa

A alta semanal ocorre num momento em que geradores e consumidores industriais discutem o custo futuro da capacidade. Em 9 de julho, foi noticiado que as empresas geradoras propuseram substituir a inflação oficial por um índice setorial de pressão de preços na fórmula de atualização dos preços da seleção competitiva de capacidade. As empresas citaram o aumento dos gastos com reparações e equipamentos. Os consumidores industriais rejeitaram a proposta e estimaram que ela poderia acrescentar cerca de ₽135 mil milhões aos custos do mercado.

No plano empresarial, a En+ Group aumentou a geração de eletricidade em 5,1% no primeiro semestre de 2026, para 41,1 mil milhões de kWh. A produção hidroelétrica cresceu 8,2%, enquanto a térmica caiu 3,1%. O segmento de energia obteve receitas de $2,89 mil milhões e o EBITDA ajustado aumentou 35,5%. Para os compradores industriais, porém, os dados mais recentes mostram que as condições regionais de geração ainda podem provocar variações acentuadas nas despesas com eletricidade no curto prazo.