Noções básicas sobre Economia da Energia para não-especialistas - actualizado

Há algumas noções básicas sobre Energia que geralmente faltam a jornalistas e politólogos, o que os torna muitas vezes actores (quiçá involuntários) de fantasias e vigarices, quando se fala de opções energéticas e ambientais.
Vou, por isso, tentar explicar aqui algumas dessas noções básicas.

• Potência e Energia de uma instalação de produção de electricidade

A potência de uma instalação de produção (central, turbina, etc) indica a energia máxima que ela é capaz de gerar ao momento e que não pode ser ultrapassada, e é conhecida por potência "nominal" ou "instalada". Mas o que se vende e compra é a energia, e não essa potência ou energia máxima ao momento (por segundo) de que a central é capaz.

A potência mede-se em kw (kilowatt) ou MW (1 MW = 1000 kw), mas a energia mede-se em kwh (kilowatt-hora) ou MWh, sendo o kwh (o que pagamos em casa) a energia gerada ou consumida ao fim de uma hora ao ritmo (à potência) de 1 kw. A energia é a potência somada ao longo do tempo. A potência é a energia gerada em cada segundo, ou ao momento.
Ora, devido ao modo como funcionam, as instalações produtoras raramente conseguem trabalhar muito tempo à sua potência nominal. Depende da natureza da sua fonte primária de energia.

Por exemplo, uma central solar de 46 MW como a de Moura, é capaz de gerar energia no máximo a 46,4 MW, mas isso só acontece em condições ideais de Sol. À noite não trabalha, por exemplo. Para se ter uma ideia, então, de quanta energia é a central capaz de produzir, temos que fazer a média ao longo do ano da potência a que ela vai variavelmente trabalhando. E concluímos que numa instalação solar fotovoltaica doméstica simples, a potência média que, multiplicada pelo número de horas do ano, dá a energia anual gerada, é de apenas 15% da potência nominal. Mas, se a central puder controlar a orientação dos painéis ao longo do dia, seguindo o Sol, como na de Moura, isso aumenta consideravelmente o aproveitamento da luz, elevando a potência média para 21-23% da nominal.
Ou seja, para ter uma ideia da energia anual que a Central de Moura produz, o número indicativo é de 10,5 MW (a multiplicar pelas 8760 horas do ano), e não os 46,4 MW de potência instalada, e isto considerando que o Sul de Portugal, de Espanha e de Itália têm as melhores condições possíveis de energia solar na Europa.
Para que interessa, então, saber a potência nominal de uma central, se ela tem tão fraca relação com a energia que efectivamente produz? Para saber quanto custa o investimento na central, pois esse investimento é quase proporcional à potência nominal da instalação, mesmo que depois a central só funcione em média com uma fracção dessa potência!
O mesmo se aplica às turbinas eólicas, que também só trabalham quando há vento mas que são dimensionadas para aproveitarem as condições de vento máximo, que é quando operam à potência nominal.

Em Portugal, como aliás é típico, a potência média a que trabalha uma eólica é de perto de 1/4 (20 a 26%) da potência nominal, portanto ligeiramente mais que uma central solar com painéis móveis seguidores do Sol. Em Portugal havia no fim do ano passado 2800 MW de "potência eólica instalada", ou seja, um conjunto de parques eólicos cuja soma das potências nominais das turbinas atingia 2800 MW; mas a potência média produzida por essas eólicas todas é apenas de 1/4 disso, ou 700 MW. Esta média resulta de, se há ocasiões de vento forte, em metade do ano o vento é insignificante, e ainda há as paragens por avaria.

Raciocínio idêntico se pode também fazer para outro tipo de central de energia renovável: as hidroeléctricas. Também têm uma potência nominal prevista para as condições de máxima àgua turbinada, mas depois os rios têm períodos de seca ou de pouca água.
Numa hidroeléctrica a diferença entre potência nominal e potência média varia muito com os rios, e o investimento não é tão proporcional à potência nominal como no solar e no eólico porque depende muito de onde a barragem for construída. Além disso a água nos rios varia muito de ano para ano, mas tudo junto a potência média das nossas hidroeléctricas varia entre os pobres 12,8% de Alqueva e os 69% do Picote (no Douro). Em média, para o conjunto das nossas hidroeléctricas e para um ano de pluviosidade média, a potência média gerada ronda os 30% da potência "instalada".
Mas as hidroeléctricas têm uma enorme vantagem sobre as solares e as eólicas: podem armazenar água quando as eólicas ou solares (ou outras que não interesse desligar) estiverem a produzir muito, para a usarem depois quando é precisa, isto é, podem adaptar o ritmo de produção (a potência de funcionamento) às necessidades do consumo existentes em cada momento! Sem falar nas reservas de água potável e na utilização agrícola...
Em Portugal há ao todo cerca de 4350 MW de potência hidroeléctrica instalada, mas a potência média que as centrais hidroeléctricas debitam é de perto de 1300 MW.

Já nas centrais termoeléctricas não há dependência das condições climáticas (vento, água ou sol), e por isso poderiam, em princípio, trabalhar à potência instalada o tempo todo - excepto nas paragens para manutenção - e por isso é que Portugal teve de deixar de se basear exclusivamente em hidroeléctricas nos anos 70.

Por exemplo, uma central termoeléctrica de ciclo combinado, a gás natural, poderia funcionar sempre (ou quase, devido às necessidades de manutenção), mas não é isso que geralmente acontece, devido ao preço elevado do gás e ao moderado investimento da central. As centrais a gás, de facto, são usadas em regra apenas para suprir as restantes, até por serem de controlo fácil e, por isso, em média geralmente apenas geram de 1/4 a 1/2 da sua potência instalada. Em Portugal, no entanto, a grande central de ciclo combinado da Tapada do Outeiro tem desde 2008 funcionado com uma potência média acima de 1/2, por as centrais a gás serem presentemente em Portugal a única solução disponível garantida para cobrir a intermitência das eólicas. Isto, para além de este ano o país ter tido de importar 1/9 da electricidade consumida, à média de 625 MW...!

Já numa central a carvão geralmente a potência média é de perto de 80% da nominal. Isto é, uma central como a de Sines, que tem 1250 MW de potência nominal, gera em média perto de 1000 MW ao longo do ano. Por isso a energia produzida só pela central de Sines é mais 50% que a gerada por todo o parque eólico nacional, e pouco menos que a de todas as hidroeléctricas juntas.

Porém, as campeãs da utilização, as centrais que em todo o mundo produzem mais energia para a potência nominal que têm, as centrais cuja potência média de trabalho ao longo do ano atinge 91% da potência instalada, são as de um tipo de que não temos nenhuma: as nucleares.
É por causa destas diferenças entre as reais possibilidades de utilização dos diferentes tipos de central que é essencial saber qual a potência a que em média uma central realmente trabalha, e não a sua potência instalada, para avaliar do interesse económico do seu financiamento. Uma central nuclear de 1400 MW (potência nominal típica de uma grande nuclear) requereria um investimento muito semelhante ao da inacreditável central solar de 2000 MW anunciada pelos media recentemente; mas, enquanto a central solar só geraria em média 430 MW, a nuclear produziria 3 vezes a energia da tal solar... além de que duraria o triplo (60 anos)! E isto se o investimento anunciado para essa central Solar fosse real, o que é duvidoso, porque os preços de mercado actuais apontam para 30 a 50% mais do que o publicitado...

• Custo de produção da energia eléctrica, mesmo quando o combustível é grátis

Qualquer central de produção de electricidade custa dinheiro a fazer - mesmo que o combustível seja grátis, como acontece com as energias renováveis.
E, se custa dinheiro, se requer um investimento, esse investimento tem de ser pago pela energia que a central produzirá. Por isso, ainda que o sol, o vento e a água dos rios sejam grátis, a energia eléctrica produzida por qualquer central, mesmo as que usam energias primárias renováveis, não pode ser grátis. Tem de, pelo menos, pagar o investimento da sua construção.
Na verdade, o custo da energia eléctrica produzida por uma central tem quatro parcelas: o custo de capital (o pagamento do investimento), o custo de operação e manutenção e outros, o custo do combustível e os lucros.
O custo de capital depende no número de anos de vida útil da central e inclui, claro, a amortização e os juros do crédito (o custo do dinheiro, o pagamento pelo serviço que nos prestam ao nos permitirem fazer um investimento para o qual não temos dinheiro nosso). Presentemente, por exemplo, a previsão mais recente da Administração dos EUA para os custos de construção (investimento) dos vários tipos de central é, por cada kw de potência instalada da referida central, sem considerar juros e já considerando prazos de construção (custos "overnight"), para centrais a investir agora e estarem prontas em 2015, convertendo USD para €:

1. Solar fotovoltaico: 4000 € (mas na de Moura foi 5635 €...);
2. Solar térmico: 3265 €;
3. Eólica (no mar, off-shore): 2630 €;
4. Carvão com dessulfurização e captura do CO2: 2390 € (simples estimativa);
5. Nuclear: 2280 € (há quem considere este valor subestimado e o incremente em até 50%);
6. Hidroeléctrica (em média): 1650 €;
7. Eólica (em terra): 1355 €;
8. Carvão com dessulfurização: 1345 €;
9. Ciclo combinado a gás com captura do CO2: 1290 € (simples estimativa);
10. Ciclo combinado a gás: 475 € (valor corrigido em 25/9/09 dos anteriores 675€, considerando o preço da acabada de fazer em Lares);

Alguns destes custos de investimento são muito variáveis de central para central, mas dinheiro é dinheiro, e o dinheiro de um investimento terá sempre de ser pago. Porém, uma primeira diferença entre as diferentes centrais é quanto tempo é necessário para amortizar esse pagamento, que naturalmente não pode ser maior que o tempo de vida da central. Ora o tempo de vida de uma central varia entre os 20 anos para as eólicas e as solares e os 50 para as hidroeléctricas, 40 para as nucleares e 30 para as a gás e carvão...
Uma segunda diferença é o custo do dinheiro, isto é, as taxas de juro. Podemos somar-lhe os lucros e obter as taxas de retorno; em mercados regulados, com preços relativamente garantidos, os investidores aceitam muitas vezes taxas de 5%, mas em mercados liberalizados, em que a incerteza quanto aos preços futuros é maior, os investidores exigem taxas de pelo menos 10%, para encurtar os prazos de amortização e, com isso, os riscos quanto ao futuro.

Umas contas simples mostram que para taxas de 10%, a anuidade a recuperar nas vendas de energia terá de ser de 10,1%, 10,25%, 10,61% e 11,75% conforme os prazos considerados forem de 50, 40, 30 ou 20 anos. Isto independentemente do tipo de central. O que depende do tipo de central é a relação entre a sua potência média de funcionamento (a que é proporcional a energia vendida), e a sua potência nominal, a que é proporcional o investimento a recuperar.
Contas feitas e para as centrais acima listadas, obtêm-se os seguintes custos de capital por unidade de energia a vender (kwh) e para a situação actual de escassez de crédito e elevadas taxas de desconto (10%), em cêntimos:

1. Solar fotovoltaico: 24,4 ç (mas na de Moura seriam 34,3 ç);
2. Solar térmico: 19,9 ç;
3. Eólica (no mar, off-shore): 10,08 ç ( no mar a potência média das eólicas anda pelos 35% da nominal, melhor que as de terra);
4. Eólica (em terra): 7,3 ç;
5. Hidroeléctrica (em média, com utilização a 30%): 6,33 ç;
6. Carvão com dessulfurização e captura do CO2: 3,67 ç;
7. Ciclo combinado a gás com captura do CO2: 3,14 ç (com utilização a 35%);
8. Nuclear: 2,93 ç;
9. Carvão com dessulfurização: 2,06 ç;
10. Ciclo combinado a gás: 1,28 ç (com utilização a 50%; 2,73 ç com utilização de 30%);

É claro que, como já foi dito atrás, estes custos apenas cobrem os custos de capital, ou de investimento. Faltam-lhes os custos de operação & manutenção e outros, como as multas pagas pelo CO2 emitido pelas centrais de ciclo combinado e sobretudo a carvão, ou os depósitos em $ a fazer para pagar o caro desmantelamento das centrais nucleares no fim da sua (longa) vida, e falta-lhes o custo dos combustíveis nas centrais termoeléctricas (gás, carvão e urânio).

O custo do desmantelamento de uma central nuclear é estimado usualmente em 30% do de construção, mas o urânio é barato, menos de 10% do custo total (nos últimos anos o mercado foi inundado pelo urânio proveniente das ogivas nucleares desactivadas pelos acordos de desarmamento nuclear entre os EUA e a Rússia), embora se tenha de adicionar o custo de enterramento dos resíduos radioactivos. Por isso, o custo de uma central nuclear dependente muito das taxas de juro conseguidas, e estas dependem muito do risco, que é moderado se o Estado garantir a rentabilidade do investimento - razão porque praticamente se deixaram de construir no Ocidente, com a lucrativa excepção da França. Mas o custo depende essencialmente da construção não sofrer derrapagens!...
O carvão também é relativamente barato. Para uma central com o custo de construção indicado, uma central moderna com ciclo termodinâmico super-crítico (alta pressão e alta temperatura do vapor), os custos de combustível e de manutenção andarão (nos EUA) por 1,05 ç/kwh, mas mais se a central tiver captura do CO2, por nestas parte da energia gerada ter de ser utilizada para essa captura. Acresce cerca de 0,95 kg de CO2 emitido por cada kwh, a que corresponde uma multa de 1,9 ç/kwh (na Europa, uma tonelada de CO2 "paga" 20 €).

Já o gás é caro. Geradores similares aos instalado em Portugal têm consumos típicos de 0,18 m3 de gás por khw gerado, e embora as nossas centrais tenham contratos especiais de fornecimento, é plausível que os preços que consigam sejam da ordem dos 0,27 €/m3, o que conduz ao custo de combustível de 5 ç/kwh, muito superior ao custo de investimento dessas centrais, e a que há que adicionar os custos de operação, manutenção e CO2 (da ordem de 1 ç/kwh). Além disso, apesar do seu excelente rendimento e de a queima do gás emitir menos CO2 que a do carvão, estas centrais também o emitem, cerca de 0,35 kg de CO2 por kwh gerador, o que "paga" 0,7 ç/kwh de multa.

Tudo ponderado, pode-se listar os seguintes custos totais indicativos, como ordem de grandeza, para a unidade de energia (kwh) gerador por cada tipo de central:

1. Solar fotovoltaico: 25 ç;
2. Solar térmico: 20,5 ç;
3. Ciclo combinado com captura do CO2: 12 ç (4,46ç investimento);
4. Eólica off-shore: 11 ç;
5. Eólicas em terra: 8,65 ç (com potência média = 25% da instalada);
6. Ciclo combinado actual: 6,8 ç (4,5 ç/kwh custo do gás e 0,7 ç/kwh de multa pelo CO2, supondo 50% de uso);
7. Hidroeléctricas: 6,7 ç (mas muito variável, dependente da "qualidade" do aproveitamento hídrico);
8. Carvão com captura de CO2: 6,2 ç (3,67ç investimento; mais caro que com as actuais sem captura de CO2, mas sem multa);
9. Carvão actual: 5,8 ç (1,9 ç de multa pelo CO2, inexistente na China, Índia e EUA, país este onde o carvão é também muito bom, trazendo o custo total para apenas cerca de 3,5 ç/kwh).
10. Nuclear: 4,2 ç (3,0 ç investimento inicial; segundo a Administração americana é só 2,28 ç, o que baixaria o custo total do kwh para apenas 3,5 ç).

Como resulta evidente, apesar do sol grátis, as centrais solares são presentemente economicamente incomportáveis! As eólicas que por aí vemos estão com custos que podem competir com os das hidroeléctricas em locais de bom vento (que permitam potências médias de pelo menos 30% das nominais), mas devido à sua elevada intermitência são responsáveis pelo recurso excessivo às centrais a gás de ciclo combinado, de energia cara e ainda por cima poluente. E o carvão continua barato, mesmo com a elevada multa que paga (em Portugal a central de Sines, como a maioria por esse mundo fora, é já antiga, de baixo rendimento e por isso mais cara que os valores indicados).
Porém, num horizonte sem CO2, é evidente que as centrais competitivas serão a nuclear e as a carvão com captura de CO2, com custos da mesma ordem de grandeza (embora algumas incertezas não permitam ter a certeza de qual será a de energia mais barata - de qualquer modo, pouco diferirá), enquanto de energia renovável, mas mais caras que as termoeléctricas, serão apenas as eólicas (em locais de bom vento) e as hidroeléctricas (em rios com boa água), Eólicas, mas em terra, porquanto as off-shore não só são muito mais caras, como Portugal não tem plataformas marítimas adequadas para elas, ao contrário do Mar do Norte.
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Recebi o seguinte comentário do meu colega e amigo Prof. Santana, ex-administrador da ERSE:
Em primeiro lugar, quero felicitar o meu colega Pinto de Sá pelo seu blog.

Concordo com ele que, no sector eléctrico, o risco e o custo do dinheiro são determinantes, como por exemplo: os promotores da nova central nuclear finlandeza aceitaram uma taxa de remuneração do capital de 5%, naturalmente reduzindo os riscos do projecto; porém, o mais recente estudo do MIT, sobre a questão nuclear, assume o risco de construção e o risco de operar em ambiente de mercado, e com estas condições estabece as condições financeiros do projecto: 50% do capital é dívida com a taxa de 8%, e 50% é capital próprio com a taxa de 15%.
Assim, o custo previsto pelo finlandezes é cerca de 2,4 ç/kWh, enquanto o custo do kWh previsto pelo MIT é quase o triplo!

Relativamente aos custos variáveis dos combustíveis, apresentados pelo Pinto de Sá, tenho uma dúvida, estes custos referem-se a que data?
Actualmente, no OMEL onde predomina a produção a gás natural, o preço marginal na ponta não ultrapassa os 4,5 ç/kWh.
João Santana
Obrigado pelos dados. Fiz todos os cálculos de custo de capital com base na taxa de 10%, e obviamente que para o nuclear (mas também para as renováveis) essa taxa é essencial para determinar o custo final da energia. Os dados da DOE que usei, já de 2009, dão conta da subida dos preços dos materiais e do crédito, mas o relatório do MIT incluiu uma avaliação mais fina dos vários custos, e não só para o nuclear.
Comparando os dados das duas instituições, verifica-se que os custos de capital que o MIT indica são 20% superiores aos da DOE, tanto para o nuclear como para o carvão, mas para o ciclo combinado são 12% inferiores (depois de converter os USD para €, multiplicando por 0,7). O MIT merece toda a consideração, mas a DOE tem a informação estatística oficial da Administração dos EUA, ambos os dados são já de 2009 e os do MIT parecem-me muito arredondados.
Acresce que o MIT considera algumas hipóteses de cálculo, ao comparar custos, que me parecem académicos, nomeadamente: a) atribui o mesmo tempo de vida útil aos três tipos de centrais, 40 anos, quando na verdade as nucleares têm atribuídos 40 mas que têm sido estendidos para 60, enquanto às outras costuma-se atribuir-lhes 25 ou 30. Eu considerei 40 para as nucleares e 20 para as outras duas. b) Atribui o mesmo factor de utilização a todas, 85%, quando na verdade as nucleares têm-no em geral pelos 90%, as a carvão não chega a 80%, e as a gás menos - e isto é determinante no custo de capital por kwh, claro! Eu considerei, nas minhas contas, 91% para o nuclear, 80% para o carvão e 50% para as a gás...
De qualque modo, o MIT indica também os custos finais, já incluindo tudo e nomeadamente combustíveis, para atingir as seguintes previões de custo (não esquecendo de converter USD para €):
nuclear: 5,88 ç/kwh, versus os 4,2 que eu estimara - ainda assim, bem bom, mas o tal custo finlandês de 2,4 ç/kwh é que é excelente! Se considerarmos um factor de utilização de 91% em vez dos 85% do MIT, já o "custo MIT" desce para 5,57 ç/kwh... Mas calibrando os meus cálculos com os do MIT para os "outros custos", então terei de subir o "meu" preço do nuclear dos 4,2 ç/kwh para 4,7 ç/kwh. De qualquer forma, mesmo a 5,57 ç/kwh para a "opção nuclear", esta continua muito competitiva, apenas mais cara que a do carvão sem multa pelo CO2!
carvão: 4,34 ç/kwh, vs. os "meus" 4,0 , sem "multa" pelo CO2; com multa: 5,8 ç/kwh, o mesmo que os "meus". A diferença não é grande, mas aqui a questão principal está no custo atribuído ao carvão, que varia muitíssimo com a respectiva qualidade.
gás: 5,18 ç/kwh (com multa) vs os "meus" 6,8. Aqui é que a diferença é maior, por um lado por, ao contrário do que sucede para o carvão e o nuclear, para o gás o MIT considerar um custo de capital inferior ao da DOE, mas sobretudo pelo inferior preço do gás nos EUA.
Eu considerei um custo do gás de 0,25 ç/m3 para a Tapada do Outeiro, mas reconheço que foi uma estimativa com poucos fundamentos: vi que a ERSE informa que o custo mínimo de venda a retalho do gás pelas operadoras em Portugal é de 0,32 ç/m3, e considerei que a Turbogás da Tapada do Outeiro, por comprar directamente à GALP, tivesse 20% de desconto. Isto estaria em consonância com o tal custo marginal de 4,5 ç/kwh de venda na OMEL - mas ainda muito acima do preço nos EUA. Será por lá não haver a GALP controlar os preços do gás? :-)
Ah, o custo marginal de 4,0 ç/kwh está on-line na OMI. Aliás, o que lá está neste preciso momento até é só 3,83 ç/kwh...!
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Acabei de perceber a razão da discrepância entre o custo de investimento das eólicas obtido das estatísticas do Departamento de Energia (DOE) dos EUA de Março passado, e as que eu tinha de Portugal (2007): é que estas estavam desactualizadas. Em 2008 houve uma subida dos preços das turbinas no mercado mundial! Além disso, subestimei os custos de Operação & Manutenção das eólicas que, segundo a EWEA, são das ordem de 1.2-1.5 ç/kwh, dos quais apenas 60% respeitam às turbinas - o restante é sobretudo para a renda dos terrenos, que eu negligenciara. Corrijo, pois, os cálculos em conformidade. Aliás, noto que a DOE aponta a alta generalizada dos preços das matérias-primas e do crédito para justificar, também, o alto custo actual de construção das nucleares, ainda assim as que produzem a energia mais barata num cenário sem CO2 e, portanto, sem carvão poluente...