Um desses dados teóricos é um exemplo hipotético constante da memória descritiva do PNBEPH, na pag. 53, que diz "considerando, por exemplo, que nb*nt=0,75...".
Porém, depois de uma busca mais extensa e de algum diálogo com o Ecotretas, comecei a encontrar as tais evidências empíricas que me faltavam, conduzindo-me a valores de rendimento para a bombagem bastante inferiores, 70% na melhor hipótese.
Ora descobri, na própria memória descritiva do PNBEPH, pag. 151 (4.2.2. Valia eléctrica dos aproveitamentos), uma afirmação que me escapara: "...a eficiência global do processo bombagem-turbinamento será bastante inferior a 100% (usualmente 65 a 70% de rendimento global)"!...
Portanto, e considerando ainda as perdas no transporte da energia eólica entre os respectivos parques e as barragens (pelo menos 1.5%), não há dúvida que se pode afirmar com toda a segurança que na bombagem se perde 1/3 da energia eólica armazenada, e não 1/4 como tenho assumido!...
Por outro lado, existe um documento da REN que reconhece que, devido à confluência da chuva com o vento nos Invernos, nem todo o excesso de energia eólica poderá ser armazenado, tendo de se "deitar fora" entre 1 e 3% do total, respectivamente nos cenários de produção eólica que havia e o previsto para 2020. Por conseguinte, a consideração de perdas ainda maiores que 1/3, nesses cenários de produção eólica, e como fiz aqui, não é exagerado.
Vejamos agora como funciona o "circuito comercial" desta energia eólica, de modo a clarificar de vez as mistificações que alguns têm propalado.
Assumamos, por hipótese, que estamos em 2020, com 8500 MW de potência eólica instalada, que produzem em média anual 2100 MW.
Estes 2100 MW médios dão uma ideia da energia anual gerada mas, como já expliquei noutros posts, haverá alturas em que as eólicas estarão a produzir 80 a 90% da potência instalada (7500 MW), e outras em que se ficam pelos 6 a 10% (700 MW), e o sistema tem que ser capaz de viver com esses extremos.
Voltando à energia e seu circuito comercial, os 2100 MW médios são obrigatoriamente aceites pelas redes da REN e da EDP a que os produtores eólicos estão ligados, mas quem compra a energia eólica pelo valor tarifado é o "comercializador de último recurso", a EDP SU ("Serviço Universal"). Este valor é, em 2011, em média, de 9,54 ç/kWh, como se pode ver aqui (o lobby eólico detesta que se mostrem estes números...).
Portanto, por 2/3 da energia pela qual terá pago 2/3 x 1756 M€ = 1171 M€, receberá dos consumidores apenas 614 M€ à conta de energia. O resto, 557 M€, será pago pelos consumidores como "custos de interesse económico geral", ou CIEG, neste exemplo a 4,54 ç/kWh - o que faltava para os 9,54 ç/kWh recebidos pelos produtores eólicos.
Continuando o exemplo hipotético, para o outro 1/3 de energia eólica que sobrou, 700 MW em média, não há consumidores, e por isso o comercializador vende-a a preço zero a quem aparecer, e quem aparece são as barragens. Porém, como o pagou a 9,54 ç/kWh aos produtores eólicos, fica com um prejuízo de 585,4 M€, de cujo reembolso a ERSE se encarregará de tratar.
As barragens, que compraram essa energia a 0 ç/kWh, vendem-na, nas horas de ponta, por exemplo a 9 ç/kwh, mas na verdade não toda, porque 1/3 se perdeu no processo; vendem apenas 460 MW em média. Recebem, portanto, 362,9 M€ anuais, o suficiente para rentabilizar o serviço prestado.
Entretanto, os consumidores adquiriram 1400 MW médios pelos quais pagaram os 9,54 ç/kWh devidos aos produtores eólicos (5 à conta de energia e 4,54 à conta de CIEG, como vimos), e adquiriram mais 460 MW das barragens, a 9 ç/kWh.
Mas as contas não estão completas. Faltam os 585,4 M€ de prejuízo que o comercializador teve ao adquirir os 700 MW eólicos a 9,54 ç/kWh para os vender de borla às barragens.
Duas coisas podem agora acontecer.
Na primeira, a ERSE manda repercutir na tarifa dos consumidores aquele valor (eventualmente no ano seguinte), e estes vêm a pagar, portanto, mais 585,4 M€ pelos 1860 MW médios de energia eólica que lhes chegou aos contadores (desprezando as perdas na rede), ou seja, pagam mais 3,6 ç/kWh eólico (585,4 M€/(1860*8760 horas)), naturalmente como CIEG!
Recapitulando, os consumidores adquirem 1400 MW ao preço pago aos produtores eólicos (9,54 ç/kWh) e 460 MW ao preço pago às barragens (9,0 ç/kWh), mas depois pagam ainda 3,6 ç/kWh por cada um desses 1860 MW médios, o que dá um custo total de exactamente 13,0 ç/kWh.
O acréscimo de 3,46 ç/kWh sobre os 9,54 ç/kWh pagos aos produtores eólicos é o sobrecusto sistémico das barragens e das perdas no processo de armazenamento. Totaliza, como vimos, 585,4 M€, dos quais 362,9 M€ são as receitas das barragens, e a diferença, 222,5 M€, é o pagamento da energia perdida na armazenagem, paga aos produtores mas impossível de consumir.
Mas pode acontecer outra coisa.
Pode acontecer que o Governo decida que não quer sobrecarregar já os consumidores, e que portanto os tais 585,4 M€ de prejuízo da EDP SU não sejam repercutidos no tarifário dos consumidores no ano seguinte.
O comercializador fica com esses 585,4 M€ em crédito, que regista como "activo circulante", mas o dinheiro na verdade está em falta.
É o défice tarifário.
Que faz então o comercializador? Vende esse crédito à banca, ("titulariza-o") e recebe o dinheiro.
Quem fica com a dívida agora é a banca, mas esta não tem que se preocupar porque o Estado garante o pagamento do défice que entretanto rende juros. Neste exemplo, 585,4 M€.
Naturalmente, essa dívida vai crescer, por via dos juros acumulados e, por outro lado, ao ter servido para reembolsar a EDP SU do seu prejuízo, esse dinheiro vai faltar à banca para financiar a economia.
É o que vinha a acontecer, e é o que vai continuar a acontecer.
Claro que os 13,0 ç/kWh a que cheguei no exemplo não são tudo o que o consumidor vai pagar, nem sequer tudo o que vai pagar pelo custo da energia eólica. Terá ainda que pagar o backup das térmicas necessárias para quando não há vento e que quando há estão paradas mas prontas a produzir, e ainda o custo da rede eléctrica e os custos de todos os restantes serviços associados.
Mais IVA.
