Ao final da reunião de 18 e 19 de setembro, o Comitê de Política Monetária do Banco do Japão decidiu na manhã de quinta-feira manter as taxas de juros inalteradas em 0,50%, o nível mais alto desde 2008, em linha com a maioria das expectativas do mercado global. Esta é a quinta reunião consecutiva sem alterações na política monetária.

O resultado da votação mostrou sete membros a favor de manter a taxa de juros de curto prazo inalterada, contra dois membros que votaram por um aumento de 25 pontos-base.

•Esta votação é “positiva” para o iene japonês.

A maioria das criptomoedas subiu na quinta-feira em meio a uma recuperação no apetite ao risco após a decisão de política monetária do Federal Reserve.

Dados do governo divulgados hoje mostraram que os pedidos iniciais de seguro-desemprego nos EUA caíram em 33.000, para 231.000 na semana encerrada em 13 de setembro, marcando o maior declínio semanal em quase quatro anos.

O Federal Reserve (Fed) anunciou na quarta-feira um corte de 25 pontos-base na taxa de juros, reduzindo sua meta de 4,50% para 4,25%–4,00%, em uma medida amplamente esperada. O banco central também projetou dois cortes adicionais antes do final do ano, totalizando 50 pontos-base.

Enquanto isso, os fundos negociados em bolsa (ETFs) de Ethereum registraram saídas líquidas de US$ 61,74 milhões em 16 de setembro, quebrando uma sequência de seis dias de entradas positivas e sinalizando uma queda na confiança dos investidores de curto prazo no segundo maior ativo digital do mundo.

De acordo com dados da SoSoValue, as saídas foram lideradas pelo fundo ETHA da BlackRock, que viu US$ 20,34 milhões em resgates, enquanto o fundo FETH da Fidelity registrou saídas ainda maiores de US$ 48,15 milhões.

Em termos de negociação, o Ethereum subiu 1,7%, para US$ 4.594, às 21h28 GMT, na CoinMarketCap.

Quando vemos os preços subindo e descendo nos postos de gasolina, geralmente temos uma ideia aproximada do que está por trás dessas mudanças. Elas geralmente estão ligadas a variações nos preços do petróleo ou, às vezes, a problemas nas refinarias que elevam os preços da gasolina mesmo quando os preços do petróleo estão estáveis. De qualquer forma, as pessoas geralmente culpam as petrolíferas.

Os mercados de eletricidade, no entanto, são muito mais nebulosos. As contas de luz dispararam em muitos lugares neste verão, mas as explicações variam dependendo de quem fala: políticos culpam as leis climáticas, concessionárias apontam para melhorias na infraestrutura e analistas destacam a volatilidade nos preços do gás natural. A verdade é muito mais complexa do que a cadeia de suprimentos da gasolina. Os preços da eletricidade são moldados por uma série de fornecedores de combustível, produtores de energia, operadores de rede, reguladores e investidores — cada um adicionando seus próprios custos, incentivos e riscos.

Em um sistema construído para ser competitivo e transparente, a grande questão permanece: quem realmente controla o preço da eletricidade nos EUA?

Uma máquina de precificação multicamadas

A verdade é que não há uma única entidade que defina os preços da eletricidade. Em vez disso, eles são o produto de uma cadeia de eventos, com custos que passam por diversas camadas antes de chegar à sua conta mensal.

Fornecedores de Combustível – a mão invisível

Gás natural, carvão, urânio e energias renováveis estabelecem o custo básico de geração. Quando os preços do gás disparam — devido a fatores climáticos, geopolíticos ou à demanda de exportação — os preços da eletricidade geralmente acompanham. Mesmo em mercados fortemente renováveis, o gás frequentemente define o preço marginal que equilibra a oferta e a demanda.

Produtores de energia – os licitantes

Geradores independentes e usinas de concessionárias de serviços públicos enviam propostas para os mercados atacadistas. Suas propostas consideram combustível, manutenção e retornos exigidos. Em regiões competitivas, os produtores sobrevivem ou fracassam com base nos preços de mercado. Em estados regulamentados, a precificação de custo mais margem protege muitas usinas das oscilações diretas do mercado.

Operadores de rede – os engenheiros de mercado

Organizações Regionais de Transmissão (RTOs), como PJM, ERCOT e CAISO, operam mercados diários e em tempo real. Elas distribuem a energia mais barata primeiro, gerenciam congestionamentos e mantêm a confiabilidade da rede. Seus algoritmos de precificação marginal locacional podem fazer os preços dispararem durante os picos de demanda ou quando as linhas de transmissão atingem restrições.

Utilitários – a camada de entrega

As concessionárias de energia compram energia no atacado e a entregam a residências e empresas. Em estados regulamentados, elas recuperam os custos por meio de processos tarifários perante os órgãos reguladores. Em mercados desregulamentados, atuam como intermediários, com capacidade limitada de aumentar os preços.

Reguladores – os guardiões

As Comissões Estaduais de Serviços Públicos aprovam tarifas, planos de recuperação de capital e retornos permitidos. Elas podem desacelerar os aumentos de preços, mas raramente os bloqueiam completamente se estiverem vinculados a custos de combustível ou infraestrutura. Em nível federal, a Comissão Federal de Regulamentação de Energia (FERC) supervisiona as regras de transmissão interestadual e do mercado atacadista.

Investidores – os jogadores ocultos

Os acionistas esperam retornos estáveis e dividendos previsíveis. Sua pressão influencia a alocação de capital, a precificação e as escolhas de projetos — muitas vezes direcionando as concessionárias de serviços públicos para grandes projetos de capital intensivo que garantem a recuperação de custos, mesmo quando existem soluções mais baratas.

Por que os preços oscilam

Os preços da eletricidade são notoriamente voláteis, e os motivos vão além da demanda sazonal:

Custo do combustível: O gás natural ainda define o preço marginal na maioria dos mercados dos EUA. Uma onda de frio na Nova Inglaterra ou uma onda de calor no Texas podem fazer os preços dispararem em poucas horas.

Clima: Condições extremas levam a rede elétrica ao seu limite com mais frequência. No ERCOT, os mecanismos de precificação de escassez podem desencadear picos massivos, mesmo durante breves períodos de escassez no fornecimento.

Gargalos de infraestrutura: Linhas de transmissão congestionadas e interconexões regionais fracas isolam os mercados. A precificação de congestionamento pode elevar as tarifas locais mesmo quando a geração é abundante em outros lugares.

Concepção de políticas: Mercados de capacidade, precificação de carbono e mandatos de energias renováveis moldam as propostas dos produtores e a recuperação dos custos dos serviços públicos. Políticas que aceleram a descarbonização podem aumentar os custos de curto prazo antes de gerar economias de longo prazo.

Estrutura de mercado: concessionárias de serviços públicos verticalmente integradas oferecem preços mais estáveis, mas carecem de concorrência. Mercados varejistas desregulamentados oferecem opções, mas expõem os consumidores à volatilidade do atacado, muitas vezes sem proteções eficazes.

Lições de diferentes mercados

Os mercados de eletricidade revelam seu verdadeiro caráter durante as crises. Três exemplos demonstram como o design e a dependência de combustível produzem resultados muito diferentes:

Texas (ERCOT): Preços de escassez sob desregulamentação

A tempestade de inverno Uri, em 2021, expôs as vulnerabilidades da ERCOT. Com interconexões mínimas com outros estados e sem mercado de capacidade, a ERCOT dependia da precificação de escassez para manter os geradores em operação. Os preços no atacado dispararam para US$ 9.000 por MWh, levando dezenas de varejistas à falência e sobrecarregando os consumidores com contas retroativas. Os proprietários de ativos flexíveis obtiveram lucros enormes. Desde então, os legisladores têm debatido reformas, mas o principal dilema entre liberdade de mercado e confiabilidade permanece.

Califórnia (CAISO): Energias renováveis, incêndios florestais e riscos

A expansão agressiva de energias renováveis na Califórnia criou uma dinâmica única. Os excedentes de energia solar ao meio-dia elevam os preços no atacado para valores negativos, apenas para disparar no pico da noite. Some-se a isso o passivo por incêndios florestais — destacado pela falência da PG&E em 2019 — e as tarifas de varejo estão entre as mais altas do país. Os preços por horário de uso e os programas de resposta à demanda visam suavizar os picos, mas a volatilidade persiste. Os investidores veem oportunidades de inovação, mas com altos riscos regulatórios e climáticos.

Nova Inglaterra (ISO-NE): Restrições de gás e picos de inverno

Apesar das políticas energéticas progressistas, a Nova Inglaterra depende fortemente do gás natural no inverno. Gasodutos limitados forçam a dependência do GNL importado a preços globais, que podem aumentar durante ondas de frio. Os mercados de capacidade oferecem alguma proteção, mas choques de preços ainda ocorrem. Em janeiro de 2022, os preços no atacado ultrapassaram US$ 200 por MWh, apesar da ampla capacidade de geração — ressaltando que a logística do combustível, e não a geração, pode ser a restrição mais importante.

Vencedores e perdedores

O preço da eletricidade não é apenas uma recuperação de custos — é uma transferência de valor entre os participantes.

Vencedores:

Serviços públicos: em estados regulamentados, eles obtêm retornos garantidos em projetos de capital, sejam atualizações de rede, expansões de transmissão ou medidores inteligentes.

Produtores independentes: usinas de gás flexíveis e ativos de armazenamento de baterias lucram enormemente com a volatilidade.

Investidores em infraestrutura: de fundos de pensão a private equity, eles coletam retornos estáveis, muitas vezes indexados à inflação, de linhas de transmissão e energias renováveis, financiados por consumidores que podem não perceber para onde vai seu dinheiro.

Perdedores:

Consumidores: As famílias sofrem o impacto da volatilidade. Elas carecem de ferramentas de proteção, o que as deixa expostas a choques de combustível e políticas. Grandes indústrias se saem melhor com geração no local, resposta à demanda e contratos de longo prazo.

Os formuladores de políticas precisam equilibrar acessibilidade, confiabilidade e descarbonização. Quando as reformas estagnam ou a infraestrutura fica atrasada, eles pagam o preço político.

A Ilusão de Controle

Pode ser tentador pensar que os preços da eletricidade refletem apenas a oferta e a demanda, mas a realidade é muito mais complexa e coordenada. Dos mercados de combustíveis aos órgãos reguladores, o sistema é complexo e complexo. Os consumidores acreditam que estão pagando pela eletricidade, mas também estão financiando projetos de infraestrutura, metas políticas e retornos de investidores.

Para os investidores, a lição é clara: os vencedores são aqueles que entendem a "dança" — identificando ativos com garantia de recuperação de custos, antecipando mudanças regulatórias e protegendo-se contra a volatilidade. Para todos os demais, o preço da eletricidade continua sendo um alvo em movimento.

Os preços da eletricidade não são impostos. São negociados. E há muitas partes envolvidas.

Os preços do cobre caíram durante as negociações de quinta-feira, estendendo as perdas iniciadas na Bolsa de Futuros de Xangai, onde registraram seus níveis mais baixos em mais de uma semana, em meio ao aumento da oferta da China, o maior consumidor mundial de cobre.

O contrato de cobre mais ativo na Bolsa de Futuros de Xangai caiu abaixo do nível psicológico chave de 80.000 yuans (US$ 11.256,51) por tonelada, caindo 1,35% para 79.600 yuans por tonelada, de acordo com a Reuters.

Durante a sessão de quinta-feira, os futuros de cobre mais ativos na Bolsa de Metais de Londres caíram 0,4%, para US$ 9.960,50 por tonelada, após atingirem uma mínima de duas semanas de US$ 9.925 na quarta-feira.

Isso ocorreu depois que dados oficiais mostraram que a produção de cobre refinado da China aumentou 15% em relação ao ano anterior em agosto, aproximando-se de seu nível mais alto de todos os tempos.

Enquanto isso, o índice do dólar americano subiu 0,6%, para 97,4 pontos às 15h28 GMT, após atingir uma máxima de 97,6 pontos e uma mínima de 96,8 pontos.

Quanto às negociações nos EUA, os contratos futuros de cobre para dezembro caíram 0,8%, para US$ 4,59 por libra, às 15h18 GMT.