Comentário ao programa “Opinião Pública” de 31 de Agosto de 2021

No programa “Opinião Pública” da SIC notícias da terça-feira dia 31 de Agosto foi discutido o tema do aumento recente dos preços da eletricidade nos mercados grossistas europeus para níveis históricos. O preço da eletricidade chegou nessa semana ao nível histórico médio diário de 175 €/MWh, apenas 7 meses depois em Fevereiro deste ter apresentado um preço médio mensal de 28.5 €/MWh.

Figura 1: Preço médio mensal da eletricidade no mercado grossista ibérico (MIBEL)

Foram convidados dois especialistas na área, em particular um professor catedrático do Instituto Superior Técnico, Clemente Pedro Nunes, e um especialista em mercados de energia da Deco Proteste.

O professor Clemente Pedro Nunes (CPN) já é conhecido pelas suas duras críticas à estratégia energética nacional. Sempre foi contra as metas de descarbonização de Portugal, nomeadamente em 2006 manifestando-se contra a aplicação em Portugal do protocolo de Kyoto, foi contra a estratégia nacional do hidrogénio através da participação no manifesto Tertúlia Energia, é contra as energias renováveis tendo as denominado por “cocktail explosivo”, e é a favor da Energia Nuclear, tendo inclusivamente em 2009 coautorado um livro intitulado “Energia Nuclear — Uma Opção para Portugal”.

Nas suas intervenções no Opinião Pública foram proferidas algumas declarações imprecisas, bem como tecnicamente incorretas. Começou por afirmar que os preços altos no mercado grossista europeu são da responsabilidade da aposta europeia nas, que CPN denomina, energias intermitentes, isto é, energias renováveis eólicas e solares. CPN sustenta a afirmação na forma como este tipo de energias tem sido apoiado pelo estado através do sistema de “feed-in tariffs”. Afirma então CPN:

“O sistema Feed-in tariffs permite afastar toda a concorrência.”

As “feed-in tariffs” foram introduzidas um pouco por todo o mundo como sistema de apoio às energias renováveis enquanto estas ainda não eram competitivas com os combustíveis fósseis. No sistema “feed-in tariff” os produtores recebem uma tarifa fixa por venda da energia produzida ao sistema elétrico, tipicamente maior que os preços de mercado. Em Portugal em 2011 a energia eólica era remunerada em média a 90.5 €/MWh segundo o relatório da ERSE dos proveitos permitidos de 2011 (Quadro 7–2). Este valor é superior ao preço médio de referência do mercado grossista de 46.6 €/MWh em 2011. Isto significa que a energia eólica provocava um sobrecusto ao consumidor de 43.9 €/MWh (90.5–46.6 = 43.9) por cada MWh de energia que esta produz. Este sobrecusto, entre outros custos de sistema, é pago pelos consumidores na tarifa final através de uma parcela chamada “Custos de Interesse Económico Geral” (CIEG), nomeadamente no item “Sobrecusto dos PRE”. O funcionamento das tarifas “feed-in” é ilustrado no gráfico seguinte:

Figura 2: Ilustração de uma “feed-in tariff”

Uma vez que a remuneração das eólicas é garantida, estas podem ofertar energia no mercado grossista a um custo de zero. Isto permite garantir que a sua energia produzida é sempre escoada para o mercado, o que em teoria afastaria fontes de energia com custos mais elevados. No entanto esta afirmação não é precisa. Em primeiro lugar porque a penetração da energia eólica em Portugal foi gradual, permitindo os agentes do mercado adaptarem-se. Em segundo lugar porque, apesar da energia produzida das centrais térmicas ter descido desde 2005 (ver gráfico em baixo), a sua capacidade instalada é necessária e remunerada.

Figura 3: Consumo e produção de eletricidade em Portugal por fonte de energia

Para além disso energia eólica permitiu Portugal transformar-se um país exportador líquido de energia elétrica desde 2016, bem como, segundo um estudo da deloitte, evitou-se a emissão de 50 milhões de toneladas de CO2 de 2016 a 2020. Isto é equivalente a 75% do total de emissões anuais a nível nacional.

De seguida foram tecidas algumas considerações sobre porque é que as energias intermitentes não são adequadas ou, parafraseando, “um desastre”. Nomeadamente disse:

“A eletricidade não se armazena e tem de ser estável.”

É verdade que a eletricidade tem de ser consumida pois não se pode acumular energia elétrica na rede, ao contrário das redes de água ou gás. Toda a geração elétrica é controlada com precisão para conseguir igualar o consumo. A introdução das energias renováveis variáveis no tempo (ditas por CPN intermitentes) não mudou isso. Ao invés de apenas modelos de previsão de consumo, foram precisos desenvolver modelos de previsão da geração solar e eólica. Este problema técnico está hoje completamente ultrapassado. A pergunta que se coloca é: e quando não há vento ou sol? Neste caso compensa-se com outras fontes, como por exemplo as centrais hidroelétricas, biomassa, a gás natural, etc. Outra estratégia, já utilizada por Portugal, é armazenar energia em albufeiras com centrais hidroelétricas reversíveis. Quando as fontes de energia renovável produzem em excesso, essa produção é canalizada para “carregar” as albufeiras de energia, funcionando esta em modo de bomba, devolvendo água da parte mais baixa (jusante) para a mais alta (montante). Mais tarde quando as renováveis não estão a produzir suficiente, a central hidroelétrica “descarrega” a energia armazenada, turbinando a água de montante para jusante. O gráfico abaixo mostra o exemplo da produção e consumo do grupo 3 da barragem do Alqueva durante o dia 7 de Maio de 2021. Quando a o valor é positivo, a barragem está a produzir energia, quando é negativo está a bombear de volta água para a albufeira, efetivamente armazenando essa energia para uso futuro.

Figura 4: Exemplo de barragem com bombagem em funcionamento

CPN afirma também que para além das renováveis, as taxas de carbono também contribuem para uma tempestade perfeita, dizendo de seguida:

“O atual governo pôs politicamente a taxa de carbono.”

O sistema europeu de comercialização de emissões de carbono (ETS) existe desde 2005. Abrange todos os 27 países da união europeia mais a Noruega, Islândia e Lichtenstein. Não foi uma iniciativa do atual governo, nem do anterior, nem de nenhum governo português de entrar no sistema, mas sim uma decisão tomada em conjunto por todos os países da União Europeia para cumprimento do protocolo de Kyoto assinado a 1997, com o objetivo de reduzir as emissões de gases de efeito de estufa.

Na tentativa de comparar o preço da eletricidade da península ibérica com o resto da europa, de forma a enaltecer o “desastre” da política energética nacional, CPN disse:

“O preço do mercado ibérico é 40% superior ao mercado nórdico. (…) Em França é 20 a 30 € mais barato.”

É verdade que o preço no mercado spot na península ibérica tem sido superior que o mercado nórdico (constituído pelos países a azul no mapa em baixo).

Figura 5: Mapa de países europeus pertencentes ao NordPool

Segundo dados da Nordpool e do portal da transparência ENTSOE, observou-se que desde Maio de 2021 (semana 18) os preços médios semanais em Portugal foram 60% superiores à NordPool. Em relação à França, no mesmo período de tempo o preço médio em Portugal foi apenas 13 €/MWh mais caro.

Figura 6: Preços médios semanais da eletricidade em mercados grossistas europeus em 2021 (1)

A principal razão dos preços mais baixos da Nordpoll tem a ver com a pouca importância do gás natural na geração de energia elétrica dos países nórdicos, vulgo, Suéca, Noruega e Finlândia. Todos os restantes países da Nordpool, que veem o preço grossista a ser marcado pelo gás natural tiveram subidas de preço da eletricidade a par da subida ibérica, independentemente do nível de penetração das energias renováveis. Este resultado é constatado no gráfico em baixo em que os preços grossistas de países com “mix” de produção de energia elétrica muito distintos têm aumentado e praticamente são iguais na 1ª semana de setembro (semana 35).

Figura 7: Preços médios semanais da eletricidade em mercados grossistas europeus em 2021 (2)

O professor catedrático falou de seguida do impacto nas empresas, dizendo o seguinte:

“Neste momento a situação em Portugal é gravíssima para as empresas que têm contratos indexados ao mês.”

Esta afirmação é verdadeira. As empresas com este tipo de contratos já estão a sofrer praticamente todo o aumento do preço da eletricidade. O mesmo não se passa nos consumidores doméstico pois normalmente a tarifa só é revista uma vez por ano.

Falando de possíveis soluções, CPN focou-se na Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (ERSE):

“A ERSE não tem actuação sobre a produção. A produção é política. Quem estabelece os contratos e as metas de descarbonização é o governo.”

A primeira afirmação é verdadeira. A ERSE não determina o preço de produção. No entanto a produção não é totalmente política como o professor dá a entender. Aqui referir-se-á eventualmente aos produtores abrangidos pelas “feed-in tariff” cujas remunerações foram estabelecidas por decreto. Mas o sistema electroprodutor ibérico não é apenas constituído por “feed-in tariffs”. Existe uma vasta lista de agentes que competem no mercado. Também é falso que é o governo português que estabelece unilateralmente as metas de descarbonização. As metas são recomendadas pela comunidade científica que, por conseguinte, são postas em lei pelas instituições europeias ao nível do bloco europeu. São de seguida transmitidas para cada país consoante a sua situação económica de histórico de emissões. Por exemplo, a meta europeia de descarbonização até 2030 consiste de uma redução de 55% face a 1990, mas Portugal só se comprometeu a reduzir 35% face a 1990, segundo o Plano Nacional de Energia e Clima (PNEC2030).

Uma crítica que CPN costuma fazer é em relação à suposta sobre-capacidade de produção que existe em Portugal:

“Temos uma potência instalada de 21 000 MW. Temos um consumo em ponta de 8500 MW, e em vazio de menos de 4000 MW. E em cima disso estamos a importar imenso, o que é um desastre de utilização dos recursos investidos (CAPEX).”

Os números são factuais, nada a apontar (conforme o gráfico mostra).

Figura 8: Capacidade instalada de produção por tipo e consumo mínimo, médio e máximo em 2021.

O problema nesta afirmação é sugerir que como temos 2.5 vezes mais capacidade de produção do que consumo máximo é um desastre. Isto não é verdade. Uma vez que as energias renováveis não consomem combustíveis, o seu custo é predominantemente o custo de investimento e manutenção. O custo da eletricidade das energias renováveis já tem em conta o facto que não produzem sempre à potência máxima, pois nem sempre o vento sopra à velocidade máxima para que estão dimensionadas, por exemplo. Dada esta capacidade eólica que substitui a térmica, poder-se-á então assumir um desperdício do capital investido nas centrais a carvão e a gás? Também não é verdade, pois o investimento nestas contribui menos para o custo da sua eletricidade produzida do que nas renováveis. Para além disso, o investimento no parque termoelétrico português já se encontra praticamente amortizado, com as centrais de ciclo combinado a gás terem todas mais de 10 anos de vida (a Tapada do Outeiro com já 22 anos). O seguinte gráfico da Lazard, retirado do relatório anual sobre o custo de produção de eletricidade, ilustra este argumento: o custo de investimento das centrais a gás de ciclo combinado representa menos de metade do custo nivelado da eletricidade (LCOE).

Figura 9: Custo nivelado de produção de eletricidade por tipo de tecnologia

Para além disso, em todos os países que se observou a penetração de energias renováveis, observou-se o aumento da potência instalada face ao consumo máximo. Isto é um fenómeno inevitável com a transição energética. Um artigo científico de 2018 estima que o sistema electroprodutor europeu em 2050 baseado em energias renováveis (cenário 70% IRES do gráfico em baixo) terá uma capacidade instalada 3.3 vezes superior ao consumo máximo.

Figura 10: Capacidade instalada de geração de eletricidade em 2017 e para vários cenários de descarbonização em 2050.

Outro estudo idêntico mais recente realizado para a Califórnia conclui exatamente o mesmo: um sistema electroprodutor custo-otimizado e livre de emissões de carbono necessita de um leque diversificado de tecnologias produtoras de eletricidade, quanto mais diversificado mais barato, contando com pelo menos uma capacidade instalada de eólico correspondente a metade do consumo médio.

CPN acusa de seguida a política energética não ter planeamento:

“(…) uma política energética sem planeamento.”

É claro que isto não é verdade. Desde universidades, Direção Geral de Energia e Geologia, ERSE, até aos operadores das redes de transporte e distribuição, o sistema elétrico tem sido planeado.

Após uma intervenção em direto do Ministro do Ambiente, também com algumas incorreções, CPN volta à carga alegando o seguinte:

“São as renováveis intermitentes que estão a fazer disparar o preço.”

A pergunta que se coloca então é qual é a verdadeira causa destes aumentos no preço da eletricidade nos mercados grossistas? A resposta foi dada pelo especialista da Deco Proteste. A causa é a combinação de aumentos para níveis históricos dos preços do gás natural nos mercados internacionais, superiores a 50 €/MWh, e do preço das licenças de emissão de CO2 para 62 €/t, como se pode ver nos gráficos.

Figura 11: Preço do gás natural no mercado grossista ibérico (índice MIBGAS)

Figura 12: Preço das licenças de dióxido de carbono na Europa.

A razão do preço da eletricidade estar relacionada com estes dois fatores, é que se utiliza cada vez mais o gás natural para produzir electricidade e a queima deste emite dióxido de carbono. Esta relação é tão forte que se pode estimar o preço da eletricidade (P_elect) através do preço do gás natural (P_GásNatural) e o preço das licenças de carbono (P_CO₂) com a seguinte fórmula: P_elect = P_GásNatural / 0.55 + P_CO₂ × 0.49

Esta fórmula traduz o facto de que cada MWh de gás resulta em 0.55 MWh de electricidade e que cada MWh de electricidade produzida com gás natural são emitidos 490 kg de CO2. O resultado é uma estimação bastante precisa (correlação de 0.9), como se pode ver no gráfico em baixo.

Figura 13: Estimativa do preço da eletricidade no mercado grossista (MIBEL)

O que explica o aumento astronómico dos preços do gás natural? Com a pandemia da COVID-19 e a redução drástica do consumo de energia, os produtores de petróleo e gás natural viram-se forçados a reduzir a produção. Este desequilibro temporário da procura e oferta fez os preços do gás e do petróleo descerem para níveis históricos. O gás atingiu mínimos de 4 €/MWh e o os futuros de petróleo chegaram a valores negativos em Abril de 2020. Depois do inverno de 2021, com a recuperação da economia pós pandemia, a procura de gás natural aumentou. No entanto o maior fornecedor de gás natural da europa central, a Rússia, não aumentou a produção a par da demanda. Em conjunto com dificuldades no transporte de gás natural liquefeito (GNL) de outros produtores na América Latina e aumento da demanda em países da Ásia, levou a mais um desequilíbrio no mercado, que é responsável agora pela subida de preços. Enquanto a Rússia não repor os níveis normais da exportação de gás para a europa central, os preços continuarão a subir, pois a demanda cada vez será maior com o aproximar do inverno. Não é espectável que esta situação se venha a reverter tão cedo. A Gazprom (empresa pública Russa exportadora de gás natural) depois de ter reportado quebra nos lucros da Gazprom de 88% em 2020 face a 2019, estará alegadamente a aproveitar a situação para recuperar aquilo que não ganhou em 2020. Devido à incerteza quanto ao papel do gás natural nos próximos anos, cada vez é mais difícil obter financiamento para novas explorações de gás natural. Mesmo com estes preços altos, existem poucos incentivos e demasiadas barreiras à entrada para que se possa introduzir mais oferta e, por conseguinte, reduzir os preços. Mas será desejável criar mais oferta? Normalmente mais oferta e menores preços leva a mais procura… Exatamente aquilo que aconteceu nos últimos 20 anos com a proliferação do gás natural por todo o mundo. Na Europa a situação está agora a tornar-se crítica pois os níveis de armazenamento de gás natural nunca estiveram tão baixos em setembro.

Figura 14: Níveis de armazenamento de gás na Europa (fonte: @SStapczynski)

A mesma subida de preços está-se a observar no carvão, impulsionada por razões semelhantes ao gás natural. Apesar da eletricidade produzida por carvão ser normalmente mais barata que a gás, uma vez que o carvão emite o dobro do CO2 que o gás, o preço final da eletricidade acaba destas duas tecnologias por ser o mesmo, como se pode ver no gráfico comparativo.

Figura 15: Decomposição do custo de produção de eletricidade (Carvão vs Gás Natural)

E por falar em CO2, o que é que está a causar o aumento do preço das licenças de emissão? A principal razão é a entrada em vigor desde o princípio de 2021 da 4ª iteração do mercado europeu de comercialização de licenças de emissão. Nesta iteração o número de licenças gratuitas atribuídas aos poluidores descerá 2.2% cada ano até 2030, ao contrário de 1.7% ao ano nos últimos 7 anos. Isto fez aumentar a procura destas licenças pelos agentes poluidores, pois têm a espectativa que os preços vão subir no futuro. Mais uma vez, um desequilibro na procura e oferta levou a um aumento de preços. Estes aumentos não ficarão por aqui. Segundo previsões do governo do Reino Unido, sustentadas por estudos do IPCC, os próximos anos os preços das licenças são espectáveis de atingir valores perto dos 200 €/t em 2030 e mais de 300 €/t em 2040.

Voltando à afirmação de CPN, é claro que não são as “energias intermitentes” a causa dos preços de mercado da eletricidade. Pelo contrário, a existência das energias faz reduzir o preço de mercado. Como já expliquei anteriormente, as energias renováveis entram no mercado grossista a um preço ofertado muito baixo. Isto o que provoca pressão decrescente no preço final obtido, que é aplicável a toda a oferta de energia que entra no mercado. Este efeito é possível observar através da inspeção das curvas de oferta e procura. O preço do mercado grossista é formado pelo MWh ofertado mais caro que é casado com a procura, isto é, a intersecção das curvas de oferta e procura (bola vermelha do gráfico em baixo). Se essa energia for proveniente de uma central a gás, o que normalmente é o caso porque é o gás que segue o consumo, o preço de todos os MWh no mercado é o do gás, mesmo que as centrais a gás apenas produzam, por exemplo, 1 MWh.

Figura 16: Curvas de oferta e procura de eletricidade no mercado grossista diário observadas às 22h de 9/5/2018, com e sem energia eólica.

Vejamos o que aconteceria se a produção renovável, em particular a eólica fosse retirada do sistema. A curva de oferta (azul) desloca-se para a esquerda, resultando num preço de fecho mais alto, como se pode na bola azul (intersecção da curva amarela e verde). Este efeito denominado por “ordem de mérito” por vezes compensa o sobrecusto das renováveis, pois o menor preço (neste exemplo 8 €/MWh) não só não se aplica à energia eólica, mas sim a todos os outros produtores e a toda a quantidade de energia transacionada. Este efeito já foi documentado pelo professor João Santana do IST numa publicação em 2018 (“Renewable Generation, Support Policies and the Merit Order Effect: A Comprehensive Overview and the Case of Wind Power in Portugal”). Utilizando um sistema de simulação do mercado, estimou que na 1ª metade do ano de 2016 o verdadeiro sobrecusto da energia eólica foi de 69 milhões de €, ao invés de 460 milhões (ver tabela em baixo). Inclusivamente no mês de Janeiro, conhecido por ser especialmente ventoso em Portugal, o efeito de ordem de mérito conseguiu gerar um ganho de 8 milhões em relação ao sobrecusto das “tarifas feed-in”.

Figura 17: Efeito de ordem de mérito nos custos das renováveis.

Recordo uma vez mais o gráfico da Figura 1. Em fevereiro deste ano o preço médio do mercado foi 24.5 €/MWh. Este preço foi obtido exatamente com o mesmo sistema electroprodutor ibérico (Sines já tinha fechado) e com as mesmas regras de mercado que agora (Agosto). A explicação é simples: para além dos preços do gás estarem muito inferiores em fevereiro (abaixo dos 20 €/MWh) comparativamente ao final de Agosto, também houve muito maior produção eólica em fevereiro, que, uma vez mais reitero, faz reduzir os preços da eletricidade no mercado grossista.

Figura 18: Energia média diária produzida na península ibérica em fevereiro e agosto de 2021 por tipo de fonte.

Estes preços eram tão baixos no inverno no início de 2021, que se chegou a falar no receio de não ser possível atrair investimento em renováveis devido ao colapso do preço grossista nas horas de mais vento e sol. Este cenário está hoje complementarmente invertido.

Também é enganador quando CPN diz o seguinte:

“A situação que nós vivemos neste momento no mercado é fruto da catástrofe provocada pelas “feed-in tariffs” que subverteu o mercado elétrico, porque retirou da concorrência as empresas que podiam competir.”

O sistema de “feed-in” não retirou do mercado nenhuma empresa. Poder-se-ia estar a referir eventualmente ao encerramento da central a carvão de Sines, mas esta deixou de ser viável não foi devido às renováveis, mas sim ao custo do carvão e ao custo das licenças de emissão de CO2. Sendo o carvão o maior poluente e contribuidor para o aquecimento global, quer por via económica ou por desígnio político para cumprimento das metas de descarbonização, o fim da central termoelétrica de Sines era inevitável. Tal como também será inevitável o fim da central a carvão do Pego, que ira encerrar antes do final deste ano. Mesmo que este argumento fosse totalmente verosímil, porque é que tem de ser visto como um aspeto negativo? Fontes de energia caras e poluentes serem substituídas por fontes mais baratas e sustentáveis deveria ser um aspeto a celebrar e não o contrário.

Outra afirmação que revela desconhecimento do funcionamento do sistema elétrico foi a seguinte:

“O Sr. Ministro diz que vai reduzir o preço da electricidade por causa das solares dentro de 2 ou 3 anos. É falso. Porque as “feed-in tariffs” actuais têm precedência sobre as novas que não têm “feed-in tariffs”.”

Não é claro o que quer CPN dizer com “têm precedência”. É verdade que se continuará a pagar a remuneração garantida às centrais solares antigas com “feed-in”, mas isso não afeta o impacto que as novas centrais vão ter nos custos da eletricidade. A capacidade solar que será instalada em Portugal e em Espanha nos próximos anos, permitirá aumentar a oferta de eletricidade a custo marginal zero nos períodos de sol, o que porá pressão decrescente no preço de mercado. Mesmo que o preço do mercado seja marcado por tecnologias mais caras (gás ou carvão), uma vez que algumas das centrais solares novas têm a remuneração fixa por MWh que é muito inferior do preço de mercado (um dos lotes com uma remuneração que bateu recordes mundiais de 11.14 €/MWh), tudo o que ganham a mais dessa remuneração tem de ser devolvido ao sistema (ver gráfico em baixo).

Figura 19: Curvas de oferta e procura no dia 12/09/2021 às 13h e exemplo do funcionamento de centrais solares com tarifas “feed-in” mais baixas que o preço de mercado

CPN foi no ano passado um crítico dos leilões solares devido às “feed-in tariffs”. Mas provavelmente não esperava que fosse possível “feed-in tariffs” muito abaixo dos preços de mercado. Estas remunerações fixas tornam-se um mecanismo de proteção do sistema elétrico contra preços altos de mercado.

Falando-se de soluções para este problema, CPN compara a política energética ibérica com a Sueca:

“Nós não temos uma política energética capaz. A Suécia baseou o seu sistema em dois pilares: o nuclear e a biomassa. E com isso tem um preço que ontem era 50 € mais barato que em Portugal.”

É verdade que os preços grossistas da eletricidade nos países nórdicos eram inferiores a Portugal na data que CPN indicou. No entanto esta afirmação esconde outros momentos em que a península ibérica teve preços inferiores. Outros países com uma capacidade instalada de nuclear, como a República Checa, Eslováquia e Hungria também estão a ser afetados pelos preços elevados nos mercados. Como se pode ver no gráfico em baixo, ter mais ou menos nuclear praticamente não afeta o preço médio grossista em 2021.

Figura 20: Relação entre preços de eletricidade grossistas com a proporção de energia nuclear

Sendo um defensor da energia nuclear, CPN considera que Portugal deveria ter apostado nesta forma de produzir energia elétrica. No entanto ao defender essa opção para Portugal CPN omite diversas razões técnicas e económicas que inviabilizam o nuclear em Portugal.

Custos da energia nuclear Apesar da segurança da energia nuclear não se colocar em causa e desse problema estar completamente resolvido no mundo ocidental, os seus custos têm sido muito superiores às alternativas renováveis. As novas centrais nucleares de 3ª geração construídas neste milénio (desde 2000) na Europa e Estados Unidos também sofreram enormes derrapagens nos tempos de construção e no custo de investimento. A seguinte tabela sumariza a derrapagem nos custos de investimento e tempos de construção para 4 projetos de centrais nucleares no mundo ocidental:

Tabela 1: Exemplo de centrais nucleares em construção na Europa e EUA

Na tabela também mostra quanto será o custo nivelado da eletricidade (LCOE) com um tempo de vida de 60 anos e custo de capital de 6%. Por exemplo, a central Hinkley Point C no Reino Unido terá uma tarifa garantida de 92.50 £/MWh (preços de 2012), ou seja 108.3 €/MWh, que será atualizada com a inflação durante os anos de construção e os 35 anos de operação. A remuneração desta central tem de ser realizada por tarifa garantida pois não era garantido que o a central conseguisse pagar os quase 120 €/MWh de custos apenas com os preços de mercado. Com os custos nivelados acima dos 100 €/MWh, pelo menos para já, é por essa razão que quase todos os países europeus decidiram não focar o investimento da descarbonização do sistema electroprodutor no nuclear e, ao invés, expandir a capacidade de energias renováveis, que hoje em dia já são muito mais baratas que as alternativas fósseis (segundo o relatório da IRENA de 2021, eólico on-shore a 39 €/MWh e solar fotovoltaico a 57 €/MWh a nível mundial). Claro que este baixo custo das renováveis não conta com a capacidade de armazenamento necessária para ter um sistema apenas sustentado em renováveis. Mas esse problema ainda não se coloca para já, pois ainda existe bastante margem para a penetração de energias renováveis em Portugal, em particular do solar fotovoltaico, e Portugal está já bem equipado com barragens reversíveis, tal como expliquei anteriormente. Se no futuro aparecerem tecnologias nucleares que sejam competitivas com o preço das renováveis e armazenamento, serei o primeiro a defender a sua utilização, no entanto nos últimos 20 anos ainda não é o caso.

Tempo de construção Em relação às derrapagens no tempo de construção, alguém acredita que Portugal seria uma exceção no meio de tantos outros projectos fustigados por gigantes atrasos na Europa e EUA? Portugal não dispõe de regulador que defina requisitos técnicos, de mão de obra qualificada necessária para gerir uma central nuclear e qualquer experiência nesta área. Estes três pilares importantíssimos levam anos a criar. Se a decisão de avançar para o nuclear tivesse sido tomada em 2009, como dissertou CPN no seu livro, nem contando com a oposição da opinião pública após o acidente de Fukushima, seria muito pouco provável que hoje tivéssemos já uma central nuclear em funcionamento. Um país que demora mais de 30 anos a decidir o local do novo aeroporto de Lisboa, como é que se poderia garantir que hoje, em 2021, já se tinha escolhido se quer o local da central nuclear? O mesmo artigo de 2018 que citei anteriormente demonstra que caso o custo de investimento do nuclear for superior a 5300 M€/GW (3 dos 4 exemplos da tabela) e o tempo de construção superior a 7 anos (todos os exemplos), não haverá qualquer papel para o nuclear num sistema electroprodutor descarbonizado em 2050.

No que toca à biomassa, a Suécia tem 4 000 MW de potência instalada (21% do consumo de ponta), Portugal apenas 400 MW (apenas 4.5% do consumo da ponta). Apesar de haver potencial para expandir a produção de electricidade através da biomassa em Portugal, é necessário ter em conta as desvantagens.

1. o seu custo: em Portugal as centrais de Biomassa também são sujeitas a “feed-in tariffs” e bem mais caras que as eólicas que CPN tanto critica. A biomassa em Portugal é remunerada a 118.5 €/MWh, contra uma tarifa fixa das eólicas de 83.9 €/MWh (35 €/MWh inferior).
2. o impacto desta indústria na destruição de ecossistemas florestais, bem como a necessidade de importação de biomassa, o que gera emissões de CO2 no transporte.
3. a biomassa não é totalmente livre de emissões de carbono. O relatório do IPCC de 2014 mostra que as emissões de ciclo de vida por unidade de energia produzida são 230 gCO2/kWh, 5 vezes superior ao solar fotovoltaico (45 gCO2/kWh) e 21 vezes superior ao eólico (11 gCO2/kWh). Por fim de notar que qualquer estudo que descreva um sistema electroprodutor livre de emissões de carbono nunca sugere um sistema com grande contribuição da biomassa…

Por último CPN reitera que a eletricidade não se armazena, dizendo o seguinte:

“Andou-se a vender à opinião pública que a intermitência ia ser resolvida tecnologicamente a curto prazo. Não foi e não vai ser. O custo é sempre elevadíssimo. A eletricidade não se armazena.”

O problema da intermitência resolve-se com capacidade de geração flexível e com armazenamento. Portugal tem presentemente uma capacidade de armazenamento de energia em albufeiras equivalente a mais de 2500 GWh, o que permite satisfazer o consumo médio durante 2 semanas. Está também prevista a instalação de centrais solares com armazenamento nos próximos anos, a conversão das centrais a gás natural para funcionarem com hidrogénio e o reforço da capacidade de interligação com Espanha. Também é espectável que o custo de tecnologias de armazenamento (baterias entre outros) tenha uma evolução decrescente até 2030, à semelhança do decrescimento dos custos das renováveis nos últimos 10 anos (ver gráfico em baixo da IRENA), à medida que as economias de escala e inovação surtem efeitos nos custos.

Figura 21: Custos nivelados das energias renováveis 2010–2023 (fonte: IRENA)

Sobre as soluções para o aumento dos custos da eletricidade, o ministro do Ambiente falou em “almofadas” que permitem reduzir o impacto dos aumentos dos preços grossistas nos consumidores domésticos. Que almofadas são essas? Para explicar isto é necessário perceber como funciona a tarifa de eletricidade. Segundo a ERSE, que publica a estrutura tarifaria todos os anos, a tarifa de eletricidade (sem IVA) é composta simplificadamente por: • Preço da energia, associado ao preço do mercado grossista médio anual para a maioria dos comercializadores; • Perdas de energia, tipicamente 15% para clientes residenciais; • Margem comercial, que representa o lucro do comercializador; • Tarifa de acesso às redes, que é tabelada pela ERSE para cada nível de tensão. A rúbrica da tarifa de acesso às redes é considerada pelo Eurostat como um imposto quando se compara os preços da eletricidade entre vários países (ver gráfico em baixo).

Figura 21: Preços da electricidade para consumidores domésticos, segunda metade de 2020 (Fonte: Eurostat)

No entanto este item não é de todo composto por impostos, mas sim custos como: • Uso da rede de transporte (REN); • Uso da rede de distribuição (E-redes, ex-EDP Distribuição); • Custos de Interesse Economico Geral (CIEG).

Os CIEGs são por sua vez compostos por uma panóplia de outros sub-custos (ver gráfico do relatório da ERSE de 2021), como por exemplo: • Custos com terrenos; • Subsidiação das regiões autónomas; • Rendas Municipais; • Sobrecusto com energias renováveis (PRE).

Figura 23: Preço médio dos CIEG em 2021 (fonte: Tarifas e Preços 2021 ERSE)

Figura 24: Repartição dos CIEG por níveis de tensão (fonte: Estrutura tarifária 2021 ERSE)

Nas condições atuais do mercado, praticamente todos os CIEGs permanecerão constantes, com a exceção do Sobrecusto PRE (produtores em regime especial). Este consiste na remuneração das energias renováveis, cogeração e resíduos, isto é, o diferencial entre o preço de venda de eletricidade subsidiada (“feed-in tariff”) e o preço de mercado. Normalmente o preço da tarifa feed-in é superior ao preço de mercado, recebendo as renováveis o diferencial, como foi já explicado anteriormente. Por exemplo: a ERSE estimou para 2021 a tarifa média da energia eólica em 84 €/MWh e a solar 169 €/MWh (como se pode ver no gráfico). Isto é se o preço de mercado fosse 60 €/MWh, o sobrecusto seria em média 24 €/MWh para o eólico e 109 €/MWh para o solar.

Figura 25: Evolução das tarifas “feed-in” médias 2002–2021 (fonte: Proveitos permitidos 2021 ERSE)

Acontece que hoje o preço de mercado está hoje muito acima da referência estimada pela ERSE em 2020 para o cálculo do sobrecusto em 2021 (42 €/MWh, ver tabela em baixo que representa o cálculo do sobrecusto para 2021 efetuado pela ERSE).

Figura 26: Cálculo do sobrecusto dos PRE para 2021 (fonte: Proveitos permitidos 2021 ERSE)

Com os preços de mercado acima de 130 €/MWh, como se tem observado nas últimas semanas, este sobrecusto com as renováveis passará a representar um “sobreproveito”. Realizando o exercício de replicar a tabela do cálculo do sobrecusto para 2022, tendo em conta um preço de referência de igual à média de 2021, isto é, 90 €/MWh, o sobrecusto de quase 1100 milhões de € passa para um “sobreproveito” de cerca de 70 milhões de €.

Figura 27: Estimativa do cálculo do sobrecusto dos PRE para 2022

Note-se que a “feed-in tariff” média das energias eólicas (a vermelho na tabela acima) é espectável que reduza face a 2020 devido ao despacho de Julho deste ano. A energia eólica torna-se assim pela 1ª vez um seguro contra preços altos de mercado, poupando-se potencialmente 164 milhões de € aos consumidores fora a contribuição pelo “efeito de ordem de mérito“. Esta conclusão está nos antípodas do que foi proferido por CPN. A tradução do “sobreproveito” na tarifa final ao consumidor faz-se replicado o gráfico dos CIEGs. Como se pode ver ao invés de pesar 55 €/MWh para consumidores de baixa tensão, os CIEGs representarão um proveito de mais de 11 €/MWh (poupança de 66 €/MWh face a 2021), e não apenas 10 a 20 €/MWh (ou 1 a 2 cêntimos por kWh) como o especialista da Deco explicou no final do programa.

Figura 28: Estimativa do preço médio dos CIEG para 2022

Para os consumidores domésticos de baixa tensão com tarifa simples, não é espectável um aumento da tarifa antes de IVA, se o preço médio de mercado for 107 €/MWh (ao invés de 50 €/MWh que foi a média dos 9 anos antes da pandemia).

Figura 29: Evolução estimada da tarifa simples de eletricidade para consumidores domésticos (baixa tensão) (2021 vs 2022)

Este valor de 107 €/MWh corresponde ao valor dos futuros para o ano de 2022, que é um indicador do preço médio grossista previsto para 2022 por todos os agentes de mercado.

Figura 30: Evolução do preço dos futuros de eletricidade para o ano de 2022.

Fica demonstrado que é incorreto o argumento de que serão necessárias mexidas políticas nos CIEGs para mitigar aumentos brutais da tarifa final para os consumidores. Este exercício foi realizado utilizando as regras de cálculo das tarifas vigentes. Para os consumidores industriais ligados à média tensão e alta tensão, a situação é totalmente oposta e bastante preocupante. Aqui os CIEGs não terão muitas poupanças e, portanto, estes consumidores terão (e já estão a ter) impactos nas tarifas de eletricidade. Com este modelo estimo um aumento de 57% para clientes AT, por exemplo.

Figura 31: Evolução estimada da tarifa simples de eletricidade para consumidores industriais (alta tensão) (2021 vs 2022)

Outra almofada de que se falou foi em realizar transferências de verbas do fundo ambiental para o sistema elétrico de forma a reduzir o impacto dos preços de mercado. O fundo ambiental tem como principal as receitas as licenças de carbono. Não só as licenças de carbono compradas para produzir eletricidade, mas também de todos os outros sectores que estão integrados no sistema europeu de licenças. Em 2020 o total de emissões sujeitas a licenças em Portugal, segundo o site do ETS, corresponderam 19.3 milhões de toneladas de CO2. A um preço da licença médio de 47 €/t, estas representam um encaixe para o estado de 906 milhões de €. Numa conferência de imprensa de 21 de Setembro, o ministro do Ambiente anunciou que seriam transferidos mais de 200 milhões de euros para o sistema elétrico para mitigar o impacto nas tarifas dos consumidores industriais. Com esta verba, seria possível obter uma poupança de apenas 8 €/MWh (200 milhões de € a dividir pelo consumo MAT, AT e MT de 24 400 GWh). É de facto uma almofada que não permite grande alívio. A ajudar a possíveis transferências do FA, somar-se-ão o fim do CAE da Central a carvão do Pego e o fim do regime de interruptibilidade, representando conjuntamente 200 milhões de euros anualmente. As contas finais serão apresentadas pela ERSE em meados de outubro.

Por fim importa falar de uma afirmação proferida pelo especialista da Deco:

“O mercado liberalizado de facto não trouxe a poupança propalada quando foi a sua apresentação.”

É interessante que o especialista teça estas afirmações sobre o mercado livre e no minuto seguinte apele aos consumidores, que ainda estão no mercado regulado, para procurarem no mercado livre um comercializador que lhes permita poupar em relação à tarifa regulada…

Em suma, não são claras as razões ou motivações pelas quais CPN insiste em culpar as energias renováveis de todos os males do sistema energético, mesmo contra toda a evidência científica e empírica. Talvez não esteja a par do desenvolvimento tecnológico dos últimos tempos ou não tenha os factos presentes. No entanto não deixa de ser alarmante como CPN distorce factos, utilizando o bom nome de uma instituição de ensino prestigiada como é o Instituto Superior Técnico, para supostamente lhe dar credibilidade. O aumento do preço da eletricidade é, na sua maioria, causado pelo aumento do preço do gás, que está a afetar transversalmente toda a europa. Esta situação não aparenta ter um rápido fim à vista pois investimento em novas extrações de gás é hoje muito arriscado, com as taxas de carbono com tendência de subida. Apenas mais investimento em energias renováveis e armazenamento de energia, acompanhado de uma remoção das barreiras à entrada destas tecnologias (licenciamento mais rápido, por exemplo), permitirá aliviar a dependência de gás e descer os custos da eletricidade.