Os Ensaios do Observador juntam artigos de análise sobre as áreas mais importantes da sociedade portuguesa. O objetivo é debater — com factos e com números e sem complexos — qual a melhor forma de resolver alguns dos problemas que ameaçam o nosso desenvolvimento.
O atual sistema elétrico português é um mercado altamente fragmentado, com cerca de 70% dos preços regulados direta ou indiretamente através das Feed-in-tariffs (FITs) e dos Contratos de Aquisição de Energia (CAEs) e dos Contratos Manutenção do Equilíbrio Contratual (CMECs). Apesar de haver o MIBEL, em que existem mercados spot e a prazo juntamente com Espanha, fazem-se sentir as elevadas distorções introduzidas pelos regimes especiais, gerando mercados em concorrência residual altamente distorcidos. Às dificuldades técnicas criadas pela introdução maciça de energias intermitentes, vieram juntar-se os valores elevados das FITs concedidas a tecnologias imaturas, e os substanciais custos de integração. Gerou-se um elevado excesso de oferta, mas sobretudo um sistema que tanto pode importar em determinado momento cerca de 20% do seu consumo do sistema espanhol, como passadas umas horas já está a exportar montantes equivalentes. O grau de eficiência técnica baixou substancialmente, na medida em que é necessário criar formas de armazenagem cada vez maiores para ocorrer aos excedentes, e o pára-arranca das centrais de potência firme aumenta muito o custo, reduz a vida técnica dos equipamentos e torna o sistema pouco flexível, aumentando as emissões de carbono.
Os estudos sobre o futuro dos sistemas elétricos recomendam que este deve ser otimizado do ponto de vista técnico (melhores e mais eficientes tecnologias de geração, rede inteligente e transporte com minimização de perdas) e económico (minimização de custos para as famílias e contribuição para a competitividade das empresas). Deve ser seguro, evitando os apagões e com qualidade de estabilidade. E, cada vez mais, a energia deve ser distribuída de forma flexível e o mais descarbonizada possível, dadas as metas justas e equilibradas a atingir de emissões. Ora, é nesta lógica que devemos planear e conceber o nosso sistema elétrico.
Nas últimas duas décadas, e com o patrocínio da Comissão Europeia, introduziu-se um novo paradigma no desenho e planeamento do sistema elétrico, em que o objetivo deixou de ser reduzir o custo final de produção. Pelo contrário, o horizonte passou a ser simplesmente a satisfação de objetivos pré-fixados de redução do carbono, ou de introdução de renováveis intermitentes, introduzidos como se fosse programação central, sem preocupação dos custos para o consumidor, sem se procurar otimizar as trajetórias para os atingir, seja em termos tecnológicos (maturidade da tecnologia) seja em termos económicos (atribuição de subsídios com menor custo para o consumidor).
Seguindo esta lógica, o Plano Nacional de Energia e Clima 2021-2030 (PNEC-2030) é um documento apenas focado nas emissões de carbono. Não tem nenhum balanço energético nem estuda os custos de produção e preços finais de equilíbrio dos mercados grossista e do consumidor, alheando-se de problemas de segurança do sistema elétrico e do impacto sobre a situação concorrencial da nossa economia. Em parte, só posteriormente o relatório sobre Monitorização do Sistema Elétrico para 2020-2040 faz um estudo da segurança do sistema, mas continuamos a não ter um documento público sobre custos e preços, bem como diferentes alternativas de custeio para otimizar o sistema do ponto de vista económico. Em termos económicos estamos a regressar ao tempo pré-Adam Smith, ou seja, finais do século XVIII.
Neste ensaio, procuramos analisar a evolução da procura e oferta de eletricidade, os problemas de equilíbrio em determinados cenários, e as implicações em termos de custos de produção. Não se estuda o impacto do Plano do Hidrogénio do Governo, que essencialmente pretende instalar mais centrais solares para produzir hidrogénio, e que agravaria ainda mais os custos aqui calculados. Para contribuir para um debate mais profícuo, a que este Governo se tem furtado, vamos dar um exemplo de um Plano Alternativo que permitiria reduzir substancialmente os custos globais de produção e assim contribuir para a redução dos preços da eletricidade das famílias, assim como aumentar a competitividade da nossa economia. Com certeza que haveria outros, mas este é um exemplo.
Produção de eletricidade, consumo e cenários de oferta/procura
O PNEC prevê um aumento significativo da capacidade de produção de eletricidade, caraterizado por uma taxa de crescimento anual de 0,8% entre 2019 e 2030 (enquanto que no período de 2007-2019 cresceu a 1,9%). Devido à crise económica causada pela pandemia de Covid-19, há uma quebra estimada de 6% em 2020. Contudo, é a retirada prematura das centrais a carvão, devido às metas ambiciosas de redução de emissões, que leva a uma queda ainda mais acentuada em 2021, que corresponde a 30% em relação a 2018, crescendo depois devido às adições de energias intermitentes.
A outra caraterística importante é o aumento das energias renováveis, e em particular da energia solar e eólica. O total das renováveis passa de uma percentagem de 51% em 2018 para 86% em 2030, e as intermitentes de 23% para 60%.
Não existem projeções do consumo de eletricidade no PNEC, pelo que se fizeram duas hipóteses. Uma (hipótese A) em que se prevê que o aumento de eficiência energética se estende ao consumo de eletricidade, e outra, designada por hipótese B, em que devido ao aumento da eletrificação dos diferentes sectores de atividade económica, se prevê a aceleração do consumo a partir de 2021. O consumo de eletricidade, que estava a crescer a 4,3% ao ano na década anterior a 2007, registou a partir desse ano uma estagnação até 2019, prevendo-se que caia cerca de 6% em 2020, devido à crise. No caso do cenário de eficiência energética, o consumo cairia cerca de 12,5% entre 2020 e 2030, e no caso de eletrificação mais intensa cresceria a uma taxa anual de 0,7% entre 2019 e 2030. Esta hipótese anda próxima da estipulada no relatório de Monitorização da DGEG-REN.
Note-se no gráfico 2 uma forte redução da eficiência técnica medida pelo rácio entre produção e capacidade de geração de eletricidade, sobretudo devido à introdução das renováveis intermitentes. A potência instalada da geração de eletricidade intermitente subiu acentuadamente entre 2000 e 2019, atingindo 6540 MW em 2020, e planeando o PNEC um aumento até 18 300 MW, no cenário intermédio do PNEC para 2030. A capacidade de geração máxima projetada para 2030 é de 7912 MW e a mínima de 5374 MW, o que evidencia o aumento significativo da disparidade entre a expansão da oferta de intermitentes e as cargas necessárias.
No que diz respeito às potências firmes de geração de eletricidade, estas deverão ter uma queda de 19% entre 2019 e 2021 devido ao encerramento de todas as centrais a carvão, e de algumas a fuelóleo e de gás natural. Assim, a capacidade de geração deste tipo de centrais baixa de 15 346 MW em 2019 para 13 323 em 2030.
É interessante fazer alguns exercícios de balanço do sistema baseados em diferentes cenários. O primeiro exercício (Gráfico 4) considera uma situação de consumo máximo em dia enevoado e sem vento, e sem apoio da hídrica, por eventual ano seco. Neste caso verificar-se-ia um défice nas intermitentes de -15 000 MW em 2021, que desceria para -3 000 MW em 2030. O despacho das potências firmes teria de cobrir cerca de 10 000 MW em quase todo o período, sendo necessário recorrer a importações de cerca de 3 000 MW, ao ano. De acordo com o relatório de Monitorização do sistema da DGEG-REN, que usa modelos probabilísticos, seria necessária a adição de 300 MW de potência firme até 2025, como veremos mais abaixo.
O segundo cenário considerado (Gráfico 5) carateriza o aumento do excedente de intermitentes. Numa situação de dia de sol e dia e noite de vento, e tomando como referência a capacidade relativa ao consumo mínimo. Como se verifica, o excesso de renováveis cresce acentuadamente depois de 2023, colocando uma forte pressão sobre os preços de spot do mercado.
A segurança do sistema
Finalmente, faz-se um pequeno exercício da cobertura da potência máxima de consumo a partir de fontes despacháveis (Gráfico 6), especialmente relevante para o período crítico do “pescoço de pato” (entre o fim do sol num dia típico e as 11 horas da noite). Verificamos que as fontes fixas despacháveis (gás natural e fuelóleo) não conseguem cobrir o consumo máximo, mas que a adição da hídricas conseguirá resolver o problema até 2030, embora essa capacidade esteja fortemente dependente do ano hídrico. Caso caia para metade, como já se tem observado em anos de seca, terá de se recorrer a importações para segurar o sistema.
O Relatório de Monitorização da DGEG-REN de 2020-2040, que usa um modelo probabilístico para as albufeiras, conclui que o sistema elétrico entraria em rutura, não satisfazendo as regras mínimas de segurança, a partir de 2025, necessitando de imediato um reforço da capacidade firme de 300 MW nas circunstâncias seguintes: caso se pretenda encerrar as centrais de carvão de Sines em 31 de dezembro de 2020, e as centrais térmicas do Pego e da Tapada do Outeiro em 31 de dezembro de 2021 e 31 de dezembro de 2024, respetivamente, e de acordo com o que está estabelecido nos contratos de exploração em relação às datas de término dos contratos de aquisição de energia, e se suponha uma evolução de maior crescimento do consumo de eletricidade devido sobretudo à difusão dos veículos elétricos.
No caso de o Governo estabelecer o encerramento da central do Pego em 2021, Sines em 2023 e da Tapada do Outeiro em 2029, e com uma previsão da evolução do consumo também relativamente elevada, então o sistema entraria em rutura em 2035, sendo necessário um reforço de potência firme de 1000 MW. Em todas estas hipóteses de encerramento antecipado de centrais, o Governo está a desperdiçar capital da economia. Utilizando estimativas da ERSE feitas para Sines, estima-se que esta decisão do Governo custará à economia cerca de 1,5 mil milhões de euros. É muito dinheiro que, em nome dos consumidores, o Governo desperdiça neste período de crise.
Custos de produção do PNEC-2030
Os custos de produção total da eletricidade não se vão reduzir, porque a introdução de solar e eólicas com custo unitário mais baixo é compensado pela maior quantidade destas e da subida dos custos totais de integração. O gráfico 7 apresenta-nos a evolução dos custos totais e por tipo de geração.
Desta análise destacam-se as seguintes observações. Primeiro, o custo total da geração de eletricidade que baixou de 3.789 em 2019 para 3.626 milhões de euros em 2020, sofre depois uma forte queda com o encerramento das centrais a carvão para 2,9 mil milhões em 2021 e volta a subir progressivamente até 3,5 mil milhões de euros em 2030. Segundo, o extraordinário peso das eólicas no custo total, representando 35%, embora só contribua com 23% para a eletricidade produzida. Em resultado do elevado preço garantido, passa de um custo total de produção de 1,3 em 2019 para 1,7 mil milhões de euros em 2030 — a razão foi a extensão das FITs concedidas em relação ao prazo inicial dos 15 anos. Terceiro, o custo total da eletricidade solar sobe de 307 em 2019 para 409 milhões de euros em 2030. Apesar de se prever um aumento da sua quota na produção da eletricidade de 1,8 para 22%, é a combinação do elevado preço das FITs atribuídas antes de 2011 (média de 290 euros por MWh) em conjugação com a baixa drástica do preço obtido nos novos leilões que permite apenas o aumento para o dobro do custo total desta fonte. A partir de 2028 denota-se uma queda devido ao término das FIT, supondo-se que entramos num regime de mercado.
Quarto, o custo das centrais térmicas a gás natural mantém-se em cerca de 580 milhões de euros anuais e o custo das hídricas sobe de 405 em 2020 para 675 milhões de euros, devido à entrada em funcionamento das novas barragens. Por fim, se adicionarmos aos custos de produção os CAEs/CMECs os custos da garantia de potência e a necessidade de adicionar cerca de 300 MW em potência firme até 2025, obtemos que os custos totais da produção de eletricidade baixam de 4.089 milhões de euros em 2019 para 3.820 milhões de uros em 2030, ou seja, uma redução de cerca de 7%, acumulada, em 11 anos.
Assim, o custo médio reduz-se apenas de 64 em 2019 para 57 euros o MWh em 2030. Em conclusão, podemos perguntar qual é afinal o impacto prometido de grandes poupanças para o consumidor dos novos leilões de renováveis, e sua injeção no sistema elétrico? Só é possível responder a esta questão com o exercício agregado que fizemos, pois muitos mais elementos no sistema se alteram, para além dos legacy costs, e não se conta com os prejuízos do encerramento prematuro das centrais acima considerado. O resultado é uma redução pouca significativa dos custos totais de produção, e se não houver renegociação de CMECs, para continuar a assegurar a disponibilidade de potências firmes: apenas 7% em 11 anos!
Uma política alternativa
Vamos agora ensaiar uma política alternativa, que é apenas uma entre muitas possíveis. Esta política baseia-se nas seguintes medidas: converter a central térmica do Pego em biomassa e instalação de 5 ou 6 pequenas centrais de biomassa para utilizarem os resíduos florestais; prolongar o funcionamento da central da Tapada do Outeiro até 2030; prolongar o funcionamento da central de Sines até 2026; instalar apenas mais 6000 MW de intermitentes solares até 2030, e não instalar mais eólicas; negociar Contratos de Repowering com os produtores eólicos para redução das FITs da média de 98 Euros por MWh em 2020 para 60 Euros em 2024 e 40 Euros o MWh a partir de 2028.
Neste cenário, os contratos de Repowering das eólicas seriam leiloados entre os operadores, num processo em que o Sistema Elétrico Nacional ofereceria um subsídio a fundo perdido para modernizar os equipamentos das centrais eólicas (turbinas), contra a aceitação de uma aproximação mais rápida da FIT ao preço que resultaria de ser adotada a tecnologia disponível atualmente. Os consumidores obteriam uma forte redução do seu preço, os operadores uma melhoria substancial da eficiência das suas centrais e um alargamento da duração útil, que representa um aumento significativo do lucro em relação a uma situação em que fosse acionada uma cláusula de Hardship. Os subsídios a fundo perdido seriam financiados pelo Programa New Generation ou Quadro Financeiro Plurianual, a partir da rubrica de Energias Renováveis, estimando-se um custo total de cerca de mil milhões de euros. O subsídio concreto a atribuir por leilão seria calculado com base no Valor Líquido Atualizado das propostas dos operadores para os consumidores, à semelhança do que se tem feito nos leilões solares. Seria um win-win para o consumidor e produtor, utilizando os fundos do programa Next Generation EU.
Qual seria o impacto destas políticas? Em primeiro lugar, passaria a haver um maior equilíbrio entre a produção e consumo, como o Gráfico 8 mostra. Segundo, os custos totais de produção da eletricidade baixariam de 3.789 em 2019 para 2.428 milhões de euros em 2030.
A evolução dos custos totais por fonte de energia (Gráfico 9) mostraria agora uma redução mais gradual no carvão, que se acentua a partir de 2028. O custo das eólicas baixaria drasticamente por efeito do repowering, de 1.317 para 440 milhões de euros. O custo das centrais de gás natural subiria dos baixos níveis atingidos durante a crise para os níveis de 2019. No caso de se negociar também uma cláusula de Hardship na energia solar, também se poderiam poupar cerca de 200 milhões de Euros adicionais em meados dos anos 2020s, mas o impacto é muito mais reduzido que no caso das eólicas. E como as FITs terminam em 2018, a partir dessa data o impacto é nulo. Assim, o custo médio da produção baixaria de 64,24 Euros por MWh em 2019 para 45,49 Euros em 2030.
Adicionando os custos dos CMECs e outros da mesma forma que no caso anterior, o custo total de produção desceria de 4.098 em 2019 para 2.448 milhões de euros, em 2030, ou seja, uma redução de 40%.
O Gráfico 10 compara a evolução dos custos do sistema para o PNEC-2030 com o nosso Plano Alternativo ao longo do tempo, mostrando que é sobretudo a partir de 2024 que se começa a sentir o impacto das políticas alternativas.
O Quadro 1 mostra a contribuição das principais medidas de política da Proposta Alternativa para a redução dos custos de produção da eletricidade, tomando como ano de base o ano de 2019, e fazendo estes cálculos para os custos do ano de 2030. Como podemos verificar, os Contratos de Repowering das eólicas têm a maior contribuição com cerca de 877 milhões de euros, seguidos do rebalanceamento da estrutura de oferta acima especificada, de cerca de 544 milhões de euros. Esta resulta de uma redução da capacidade de geração para reduzir o enorme excesso que existe atualmente, e de uma redução mais gradual das energias fósseis.
O Quadro 2 mostra as diferenças da nossa Política Alternativa em relação à Política do Governo do PNEC-2030. Da sua leitura resulta claro que é a política orientada para a instalação excessiva de renováveis e a manutenção das FITs que explicam a diferença.
Consideramos, em ambas as Políticas, o impacto do vencimento dos CAEs/CMECs. No entanto, é possível que se tenha de reforçar o mecanismo de remuneração das potências firmes que funcionam como back-up das intermitentes. Do nosso ponto de vista, o custo e pagamento destes e dos restantes custos de integração das intermitentes no sistema deveria ser da responsabilidade dos operadores das intermitentes, embora o custo final se venha a refletir da mesma forma no consumidor. Introduzindo o princípio básico económico que o custo deve ser atribuído a quem o gera, da mesma forma deve ser o poluidor a pagar a poluição, ou seja, só então é que seria racional introduzir uma taxa de carbono no setor de produção da eletricidade, depois de ponderar o seu efeito sobre a competitividade final da economia.
Em termos de metas de renováveis, enquanto que o PNEC-2030 previa um aumento da quota de 45,6% do total da produção de eletricidade em 2019 para 86% em 2030, o cenário alternativo representa um aumento dos 45,6% para 76,4%, o que se enquadra perfeitamente na ambição de redução das emissões da Comissão Europeia, mas agora com melhoria substancial da competitividade da economia.
Conclusão
Este ensaio procura suprir uma falha grave do planeamento energético, que deixou de considerar os aspetos económicos e o impacto financeiro sobre o consumidor final. Tem como finalidade fazer o estudo de equilíbrio do sistema elétrico decorrente do PNEC-2030, e fazer o respetivo custeio das opções feitas pelo Governo. Incorporando já os resultados dos leilões solares, pode-se esperar uma redução do custo total de produção de 7% ao longo da década.
É possível um Plano Alternativo, que seja exequível, e que satisfazendo uma trajetória de forte aumento das renováveis consiga reduzir o custo total de produção do sistema elétrico em cerca de 40%, permitindo assim uma redução dos preços no consumidor de cerca de 20%. A trajetória de redução das FITs poderá ser ainda mais ambiciosa do que aqui se considera, com benefícios imediatos para as famílias e empresas.
Também se deveria continuar a pressionar a redução dos preços regulados do transporte e distribuição, papel que cabe à ERSE.
Este exercício mostra os enormes sobrecustos do sistema elétrico criado pelo Governo de Sócrates/ Pinho, e que se vão prolongar em grande parte se o PNEC-2030 for realizado. Mas o que será ainda mais extraordinário é se se vier a concretizar o Plano do Hidrogénio aprovado por este Governo, em que os custos de produção, sobre o PNEC-2030, tal como aqui é estudado, ainda subirão mais 20 a 30%. Neste caso, teríamos uma diferença abismal: os custos de produção da eletricidade em Portugal poderiam ficar cerca de 60% acima da Política Alternativa energética aqui proposta, que exclui a introdução de novas tecnologias no sistema sem que estas sejam competitivas, ou seja, estejam alinhadas com os custos desta política. As políticas energéticas propostas pelo Governo representam, pois, um agravamento substancial da competitividade das nossas empresas e um custo adicional grave para as famílias portuguesas, que estão já entre as mais pobres da União Europeia.
Abel Mateus é professor universitário de Economia. Doutorado pela Universidade de Pennsylvania, EUA. Foi economista sénior do Banco Mundial e administrador do Banco de Portugal. Presidiu à Autoridade da Concorrência.
