Custos e preços da electricidade, mercado, renováveis, e os interesses instalados

Alguns colegas do Técnico observaram-me que ando a escrever demasiado sobre economia da energia e de menos sobre as suas tecnologias, no que têm uma certa razão. Porém, sem consideração pela economia das tecnologias, e dado que não tenho andado a tratar daquelas cujo custo não importa desde que funcionem (as militares e as da saúde), não podemos ter a noção do interesse para a sociedade (os outros) das tecnologias que estudamos. Ou seja: a ciência não é neutra! Ainda por cima, o país tem em discussão o seu plano energético para os próximos 10 anos, o ENE 2020. Por isso, neste post e em mais um ou dois que agendei escrever, vou ainda abordar a economia da energia, obviamente em relação com as respectivas tecnologias, de modo a clarificar os poderosos interesses instalados neste negócio.

Conforme escrevi há dias sobre "A relação entre os preços da electricidade, mercado e renováveis", os relatórios da ERSE contêm a informação necessária para compreender que a produção renovável não faz descer os preços da energia paga pelos consumidores - faz apenas descer os preços da que ainda falta, depois de absorvida a produção renovável, e fá-los descer tanto mais quanto menos ela for necessária. Acrescentei também que a maior parte dessa energia comprada em mercado tem depois remunerações adicionais transferidas da rúbrica contabilística "Custos de Energia" para a dos "Custos de Interesse Económico Geral".
Vale a pena, entretanto, analisar um pouco melhor esta questão, tentando precisar o sobrecusto que pagamos pela energia e em particular pela renovável, de modo a compreendermos bem os interesses que se instalaram na matéria!

Conforme recordei no post referido, até 2004 o comércio de energia em Portugal era regulado por "Contratos de Aquisição de Energia" (CAE) que garantiam preços aos produtores e, assim, o retorno dos respectivos investimentos.
Com o advento do mercado ibérico (MIBEL) e cumprindo directivas de Bruxelas, este tipo de Contrato foi extinto em 2007, mantendo-se embora duas excepções para entidades exteriores à EDP que tinham restrições bancárias, a "Tejo Energia" e a "Turbogás"- e a que voltarei.
Os CAE foram extintos mas em sua substituição foram criados os "Custos de Manutenção do Equilíbrio Contratual" (CMEC) que, como o próprio texto que os criou explica, "... são determinados, para cada centro electroprodutor, pela diferença entre o valor residual do respectivo CAE, calculado à data da sua extinção, e as receitas expectáveis em regime de mercado". Não se podia clarificar melhor que se tratou de uma simples mudança de nome!
No final de 2004 foi decretada a forma de cálculo dos CMEC  que inclui a remuneração da "garantia de potência e serviços do sistema" e que estipula que esses Custos são tarifariamente contabilizados na rubrica "Uso Geral do Sistema" (UGS), assumindo então como referência que o valor de mercado da energia seria de 3,6 ç/kWh, o qual em 2007 o Governo actualizou para 5 ç/kWh. No entanto, é curial notar que o prazo de validade para os CMEC não é eterno: é 2012 para a termoeléctrica a fuelóleo de Setúbal, 2017 para a de Sines a carvão, e entre 2013 e 2024 para as hidroeléctricas - basicamente até ao termos de amortização dos respectivos investimentos.
As centrais do Pego (carvão) e da Tapada do Outeiro (ciclo combinado a gás natural), que não pertencem à EDP, foram as que mantiveram os CAE, a vigorar até 2021 e 2024, respectivamente.
Entretanto, em 2007 o Governo concessionou à EDP o prolongamento da exploração das hidroeléctricas dos referidos anos de 2013-2024 por mais uma geração, o que foi asperamente criticado pelo Dr. Ing. Jorge Vasconcelos mas de que hoje se compreende o motivo: o plano de "complementaridade hídrico-eólico" de dissipação e armazenamento por bombagem do excesso de energia eólica, tão almejado por este Governo e pelo lobby eólico, e que garante a essas hidroeléctricas a protecção de mercado da subsidiação às eólicas que as abastecerão a baixo preço (às hidroeléctricas, mas não aos consumidores)!
No cálculo dos CMEC, são as termoeléctricas as mais beneficiadas. Mas, em conjunto com os CAE subsistentes, verifica-se pelos documentos da ERSE que em média há cerca de 2,36 ç/kWh da tarifa que pagamos que foram contabilisticamente transferidos dos custos de energia para os CIEG, a adicionar à transferência do sobrecusto das renováveis.
Claro que esta "compensação pelas perdas em mercado" é criticada pelos comercializadores de energia não protegidos por CAE nem CMEC, mas são os clientes da Baixa Tensão Normal (BTN) quem paga, de facto, esse custo escondido e o das renováveis: as famílias, as micro-empresas do pequeno comércio, restauração e oficinas, e a Iluminação Pública - uns 45% do consumo. A figura seguinte ilustra-o (a azul escuro a parte dos CIEG na tarifa).
Como é aí patente, o custo real da parcela de energia da tarifa doméstica de electricidade é perto de 55% do total (8,6 ç/kWh), e não os 32% que se encena! E a tarifa total seria ainda 11% superior se os sobrecustos dos CMEC e das renováveis não tivessem sido na sua maioria remetidos para um défice a pagar até 2027, o que eleva para mais de 9,0 ç/kWh o custo real da parcela de energia na tarifa de BT!...

A título de exemplo do que estou a falar, faço notar que a ERSE revela que a remuneração das duas centrais com CAE em 2010 foi definida como de 7,24 ç/kWh, embora a própria ERSE estime em 5,26 ç/kWh os respectivos valores de venda no mercado; o resto é "compensado" posteriormente. Estas remunerações serão semelhantes aos das centrais da EDP abrangidas pelos CMEC, pelo que é altura de rever os custos de produção das diversas fontes de energia eléctrica em Portugal, para se ter uma ideia do que se está a passar.
Há cerca de um ano fiz uma estimativa desses custos de produção que visava proporcionar uma ideia da sua ordem de grandeza relativa, mas esse cálculo merece ser agora afinado, considerando:
 - os custos adicionais do tempo de construção das centrais, e que na altura negligenciara, a somar aos custos "overnignt" que ali considerara a partir de informações oficiais norte-americanas;
- as taxas reais de remuneração dos activos eléctricos consideradas pela ERSE como vigorando presentemente em Portugal (7.55% em 2009, 8,39% em 2010...);
- afinação de alguns custos "overnight" e dos factores de utilização das diversas formas de produção energética com dados específicos portugueses.
Vem, assim, a lista seguinte, constando na primeira coluna os custos de capital overnight por kW; esta estimativa de custos tem uma variedade de fontes, desde os actuais do Departamento de Energia dos EUA, a estudos canadianos, finlandeses e à wikipedia, passando por informação nacional. Na segunda coluna apresento os mesmos custos já incluindo o tempo de construção (durante o qual o investimento acumula juros sem rendimento) e o factor de contingência usual:

Solar fotovoltaico:       4000 €  >>     4515€;
Solar térmico:               5340 € >>       6200€; (modelo espanhol de Andasol)
Biomassa:                      2320 € >>        2690€;
biogás:                           1700 € >>         1910€;
Eólica (off-shore):       2380 € >>       2880€;
Eólica (em terra):        1300 € >>       1465€;
Hidroeléctrica (média): 1420 €>>    1750€;
Carvão dessulfurizado:  1415 € >>   1730€;
Ciclo combinado a gás:     475 €>>      550€;.
nuclear:                           2250 € >>      2990€;

Coloquei a castanho as centrais tradicionais portuguesas, e a azul o nuclear, este só para referência.
Algumas destas formas de produção têm custos de investimento muito variáveis de caso para caso, como nas hidroeléctricas, e uma primeira diferença entre as diferentes centrais é quanto tempo é necessário para amortizar o seu pagamento. Este tempo varia entre 20 anos para as eólicas e as solares, 30 para as a gás e carvão, e 40 para as hidroeléctricas e as nucleares, o que não quer dizer que estas últimas não operem bastante para além desses anos, já amortizadas...

Entretanto e quanto ao custo do dinheiro assumo o valor considerado pela ERSE para remuneração dos activos de produção da EDP para 2009: 7,55%, o que é muito razoável para a remuneração de capitais próprios!
Umas contas simples mostram que com esta taxa, a anuidade a recuperar nas vendas de energia terá de ser de 8,00%, 8,51% e 9,85% conforme os prazos considerados forem de 40, 30 ou 20 anos. Isto é independente 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, ou seja, o respectivo factor de utilização.
Com os factores de utilização colocados entre parêntesis e os custos de capital finais acima indicados, vem como custo de capital para o kWh de cada uma destas formas de energia:


Solar fotovoltaico:                   22,8 ç/kWh (21.5%);
         nos painéis fixos será     32,7 ç/kWh
Solar térmico:                             17,06 ç/kWh (40.8%);
Biomassa:                                        3,42 ç/kWh (63%);
biogás:                                              3,4 ç/kWh (63%);
Eólica (off-shore):                        9,80 ç/kWh (33%);
Eólica (em terra):                         6,45 ç/kWh (25.5%);
Hidroeléctrica (média):    5,32 ç/kWh (30%);
Carvão dessulfurizado:      2,1 ç/kWh (83%);
Ciclo combinado a gás:       1,07 ç/kWh (50%);
Nuclear:                                            2,96 ç/kWh (92%).

Adicionando agora os custos típicos de Operação e Manutenção, combustível (onde é caso disso), e os custos especiais de remoção e tratamento de resíduos no caso do nuclear, vêm finalmente os custos totais de referência seguintes:

Solar fotovoltaico:                                     23,5 ç/kWh (22.8);
Solar fotovoltaico nos telhados:              33,5 ç/kWh (32.7);
Solar térmico:                                              19,0 ç/kWh (17.06);
Biomassa:                                                        9,7 ç/kWh (3.42);
Eólica (off-shore):                                       11,0 ç/kWh (9.80);
Eólica (em terra):                                          7,0 ç/kWh (6.58);
Biogás:                                                                5,5 ç/kWh (3.4);
Ciclo combinado a gás:                                6,0 ç/kWh (1.07);
Hidroeléctrica (média):                               5,7 ç/kWh (5.32);
Carvão dessulfurizado:                                5,6 ç/kWh (2.1);
Nuclear:                                                             4,9 ç/kWh (2.96).

Como disse, estes são custos de referência, mas precisam de alguns esclarecimentos importantes:
a) Existem muito poucas instalações no mundo de "solar térmico" que possam servir de referência. As que existem dividem-se em sem e com capacidade de armazenamento de calor, sendo as primeiras mais baratas de construção mas tendo um factor de utilização também muito inferior. Neste caso usei como referência a espanhola de Andasol. Além de uma manutenção mais onerosa que as fotovoltaicas, estas centrais consomem imensa água de refrigeração, o que tem levado a serem muito criticadas quando usadas em zonas solarengas mas secas.
b) O custo de produção das centrais de biomassa depende largamente do custo de abastecimento da biomassa, que sendo dispendioso é, no entanto, uma actividade que cria muito emprego. Infelizmente para nós, a recolha de resíduos agrícolas (particularmente de árvores de pomar) é muito mais barata do que a de florestais, mas a limpeza das florestas é uma actividade que de qualquer modo tem de ser paga por alguém, a menos que nos resignemos aos nossos regulares incêndios estivais. Tecnologicamente, existe um potencial de inovação na procura de soluções para o seguinte problema: quanto maior a potência da central, menor o seu custo de produção por kWh, mas maior também a área de recolha e transporte da biomassa e o respectivo custo. A biomassa florestal pode ser queimada em centrais clássicas a carvão (misturada com este), depois de devidamente tratada, e efectivamente esse é um (meritório) projecto em curso na "Tejo Energia" (Pego), e naturalmente tem o seu melhor potencial de exploração económica nas indústrias de papel, cogerando também calor.
c) O custo de produção do biogás depende consideravelmente da infra-estrutura de recolha desse gás, sendo de distinguir entre o metano dos Resíduos Sólidos Urbanos e o das estruturas agro-pecuárias (o metano queimado nestas centrais é 14 vezes pior que o CO2 que elas libertam para o efeito de estufa). Em geral são pequenas centrais de 0,75 a 3 MW, mas de que pode haver grande quantidade num país ou região, não requerendo os onerosos custos de recolha e transporte da biomassa. No valor calculado assumi um factor de utilização de 63%, mas se a central puder trabalhar ininterruptamente (90% do ano), o custo de produção reduz-se de 5,5 para uns excelentes 4,9 ç/kWh...
d) Nas eólicas o factor-chave para o custo do kWh produzido é a qualidade do vento, ou seja, o factor de utilização das turbinas. Em Portugal 25.5% tem sido o seu valor médio, mas na região Oeste esse factor é 10% superior (28%), o que reduz o custo de produção aí para uns competitivos 6,34 ç/kWh. Além disso, em 2005 o preço das turbinas atingira os 1200 €/kWe (voltou a subir depois, antes da recessão), o que trouxe o custo de produção das instaladas até finais de 2007 para cerca de 6,5 ç/kWh em média, e 5,9 ç/kWh na região Oeste...
d) No custo do carvão tive em conta não só a multa pela emissão de CO2, mas também o facto de o nosso carvão ser importado, e o de melhor qualidade ser mais caro.
e) Quanto ao custo do kWh nuclear, o valor indicado é o estimável para as novas centrais de 3ª geração de concepção europeia, bastante mais caras que a maioria das centrais existentes. Com efeito, num post anterior escrevera que o custo de produção atribuído pelo regulador francês à energia nuclear da EDF era de 4,1 ç/kWh enquanto esta dizia que era de 4,4 ç/kWh, mas os meus números eram já algo antigos. Os números actuais dos custos de produção do nuclear francês, como se pode ver aqui (com centrais ainda de 2ª geração), são de 3,4 ç/kWh, e o regulador francês apenas aceita um preço de venda de 4,0 ç/kWh...

Como fica evidente, excluindo os custos adicionais de sistema que a intermitência eólica acarreta quando a sua proporção no mix energético atinge valores que já ultrapassámos (custos de backup para as quedas do vento e de armazenamento para os excessos, mais os da rede necessária para transmitir as pontas de potência eólica), o custo de produção da energia eólica pode não exceder demasiado os custos médios das produções convencionais (uns 5,6 ç/kWh incluindo uma parcela de importação de origem nuclear espanhola).
Com 7,0 ç/kWh como custo médio das eólicas pós-2007, 6,5 para as instaladas até aí, que cai para 5,9 nas melhores zonas e considerando que muitos projectos ainda gozaram do recurso a fundos europeus que comparticiparam em média 18% dos projectos até 2006 e frequentemente 40% do investimento inicial (reduzindo os custos de produção médios dos beneficiados até 2007 para 5.0 ç/kWh e, para os que lograram 40% de subsídio, para apenas 4,0 ç/kWh), estes custos permitiriam uma subsidiação modesta, desde que a compra de toda a produção fosse garantida a preço fixo, conforme a lógica europeia dominante.
Porém, o grande problema que torna a energia eólica tão desmesuradamente cara é precisamente o mecanismo tarifário que o lobby eólico conseguiu pôr na legislação! Sendo definido por legislação complexa e obscura, esse tarifário tem com efeito premiado os produtores eólicos com uma remuneração média de 9.3 ç/kWh, cerca de 33% acima do custo de produção médio actual (suposto financiada com crédito bancário) mas que, nos casos em que as instalações beneficiaram de fundos comunitários para o investimento inicial - único investimento que há de facto a fazer nas eólicas - se aproxima dos 100%!!! Umas contas simples mostram que dos cerca de 720 milhões de € anuais pagos actualmente aos produtores eólicos, uns 230 milhões de € são para o tal "prémio", e que este negócio é uma verdadeira vaca leiteira!
Já de si os CMEC e os CAE proporcionam prémios de montante muito generoso - 20 a 25% - aos produtores tradicionais (7,24 ç/kWh nos CAE, recordo, para custos médios de produção que andarão pelos 5,6-6,0 ç/kWh) mas, no caso da energia eólica, como se vê, os valores são exorbitantes e sem sequer contrapartida em empregos nacionais em Operação e Manutenção! E vale a pena notar que estes valores, definidos no tempo de Guterres, tinham originalmente um prazo garantido de 35 anos que foi reduzido por Manuel Lancastre no Governo de 2004-2005 para 15 anos+5, ao mesmo tempo que a tarifa era reduzida em 14%, para grande descontentamento do lobby eólico!
Para termos de comparação, vale a pena atentar no tarifário alemão, por exemplo: é de uma clareza cristalina, com tabelas de remuneração por tecnologia, e aprovado pelo Parlamento (Bundestag)!
Analisando os valores desse tarifário alemão, uma boa referência porque foram os alemães que inventaram este tipo de tarifa, pode ver-se para começar que as tarifas praticadas são degressivas; prevêm um período de amortização de 20 anos com uma redução anual de 2%, de modo que, por exemplo, em 2004 a tarifa para a energia eólica começava com 8,7 ç/kWh, mas ao fim de 20 anos estará em apenas 5,5 ç/kWh, tendo por valor médio 7,3 ç/kWh - o mesmo valor para o qual Manuel Lancastre reduziu o valor da tarifa portuguesa, em 2005, mas que é actualizado com a inflacção, conduzindo aos preços actuais indicados pela ERSE de mais de 9.1 ç/kWh (9,11 em 2010)!
Em Portugal, nessa data (2004) a tarifa era exactamente igual à alemã inicial, só que sem degressão e, como notei, prevendo-se que o fosse por 35 anos!!! Por outro lado, os 8,7 ç/kWh iniciais eram os mesmos, mas os custos de produção dos kWh eólicos é que não! Em 1º lugar, e segundo a EWEA, os custos de investimento por MWe eram na Alemanha 11% superiores aos portugueses, e por outro lado o factor de utilização médio é lá 11% inferior; quer isto dizer que os mesmos cálculos que conduzem ao custo de produção médio actual de 7.0 ç/kWh em Portugal, conduzem a 8.7 ç/kWh na Alemanha - e, portanto, lá a tarifa não dá "prémios"; remunera o investimento com uma taxa até inferior aos 7.5% que aqui assumi para Portugal, o que até não seria mau se o mesmo fosse feito com capitais próprios (na Alemanha era-o tipicamente a 30%).
Em contrapartida, o biogás dos Resíduos Sólidos Urbanos é remunerado por cá com "apenas" 8,0 ç/kWh, e o dos resíduos agro-pecuários, que tem o potencial do melhor custo de produção, tem uma remuneração que depende da origem do biogás, mas apenas desde 2005 com Manuel Lancastre e ainda com uma potência total permitida insignificante, sem falar dos entraves burocráticos! Ao que parece, no biogás agro-pecuário o esforço de instalação de infra-estruturas que ele requer não tem atraído investidores, e a baixa tarifa de 5.48 ç/kWh associada reforça a sua "má imagem", segundo alguns...
Entretanto, a 2ª vaca leiteira que os lobbies que nos governam preparam é na energia solar. Com remunerações de 34,5 ç/kWh para uma fotovoltaica com custos de produção de 23,5 (já admitindo uma remuneração de capital a 7,5%...), temos sobrelucros (por decreto) semelhantes ao das eólicas para uma incorporação de valor nacional também semelhante (ou seja, ridículo), sobrelucro "decretino" ainda maior no caso dos painéis fixos caseiros ( 58,7 ç/kWh para um custo de 33.5...)! E assim se compreende, por exemplo, que o Dr. Miguel Barreto, Director-Geral da Energia até 2008 e o pai da actual legislação sobre a microgeração fotovoltaica, depois de abandonar o cargo público onde criou essa legislação tenha ido administrar o mesmo negócio para a Martifer "Home Energy"...

Entretanto, em entrevista à Vida Económica do passado dia 4, a Ministra da Energia da Polónia explicava a aposta do seu país para o cumprimento dos compromissos europeus no domínio da redução de emissões e de energias renováveis: a decisão de substituir o carvão pelo nuclear, e a aposta, além de na eólica, na biomassa e no biogás, que irão ter lá maior peso que a eólica.
E a Ministra justificou: "... prevê-se a criação de cerca de 2 mil centrais a biogás na Polónia. São centrais relativamente pequenas a instalar em todo o país para complementar e criar uma nova fonte de rendimento para o sector agrícola".
Sem dúvida que a Polónia é um país com futuro!