Este é o ultimo dos quatro artigos sob o tema “Portugal campeão europeu…nos custos da electricidade” em que se tentou, acompanhando a informação disponibilizada pelos reguladores e as estatísticas nacional e comunitária, identificar o peso de cada uma das grandes componentes (energia, redes e custos políticos), analisar tendências e fazer o benchmark europeu.
[Portugal campeão europeu... nos custos da electricidade (1/4) A nossa produção está fora de jogo
Portugal campeão europeu…nos custos da electricidade (2/4) O Árbitro regula, mas pouco
Nessa sequência, verifica-se que o grande excesso de custos do SEN está nos apoios à produção de electricidade protegida do mercado (PRE, CMEC e CAE) estimados em 37,8 €/MWh. Somado ao preço de mercado, este valor dos apoios eleva o preço ponderado completo da produção de energia (Energia mais custos da UGS ligada à produção) para 90,80 €/MWh!
Olhando para as grandes rubricas de custos, verifica-se ainda que o efeito da PRE é incontornável:
- Desde 2012 que os proveitos da PRE são superiores a 2.100 M€.
- Em 2016 a PRE satisfaz 43% do nosso consumo (referido à emissão) mas representa 55% de toda a UGS (todos os custos para além dos da energia adquirida em mercado e das redes).
- o valor da UGS por unidade de energia duplicou em cada período entre os anos 2002, 2006, 2010 e 2016 (a preços constantes).
RENOVÁVEIS E DÍVIDA TARIFÁRIA
Altos níveis de penetração de renováveis e respectivos custos estão correlacionados com preços altos de electricidade.
Igual conclusão é apresentada numa análise econométrica, sobre o défice tarifário e os factores que o determinam, publicada em Out14 pela CE:
“Uma elevada taxa de penetração de energia renovável também provou ser um factor de aumento da probabilidade de um défice tarifário. Isso reflete a existência de sistemas de apoio à eletricidade renovável, que em muitos casos se provou ser muito onerosos. Como a implantação de fontes renováveis foi mais rápida do que o esperado (em alguns casos, devido à sobrecompensação), os custos relacionados com esses sistemas também aumentaram rapidamente. Como resultado, tornou-se difícil para as autoridades reguladoras aumentar tarifas e preços por forma a garantir a cobertura dos custos de apoio pelo sistema energético…” Nesta conformidade, os “…sistemas de apoio, p.ex. para a eletricidade renovável, precisam ser desenhados cuidadosamente a fim de evitar sobrecompensação e explosão de custos e devem ser compatíveis com o bom funcionamento do mercado de eletricidade.”
Entre nós, fez-se tudo mal: mau desenho dos apoios, imprudência no ritmo de penetração das renováveis e imunização do mercado de 80% da produção de electricidade. Entre o final de 2007 e 2008, para além destes factores estruturais, em plena crise financeira e dos mercados em geral, os custos da energia estiveram numa tempestade perfeita sob pressão negativa de uma conjuntura de outros 2 factores: um ciclo hidrológico negativo e uma subida dos preços internacionais dos combustíveis que provocou uma acentuada variação do preço da energia (+53%).
“Associada a alguns custos decorrentes de medidas de política energética existe uma subsidiação inter-temporal entre os custos (e impactes tarifários) incorporados nas tarifas de energia eléctrica no presente e os benefícios que se esperam para o futuro relativos, nomeadamente, à diminuição do custo das novas tecnologias de produção isentas de emissões”.
Justificava-se assim o grande impulso da divida tarifária em 2008 com o valor de 325 M€. Em 2009 saltou-se para os 2.019 M€. Em 2015, 5 anos depois, a dívida tarifária tinha aumentado 3.000 M€ atingindo o pico de 5.100 M€. Iniciada a sua descida desde então, terá atingido no final de 2017 os 4.400 M€.
RENOVÁVEIS E MERCADO DE ELECTRICIDADE
O desenho actual do mercado alcançou substanciais ganhos de experiência e descidas de custos nas tecnologias renováveis. O solar fotovoltaico desenvolveu-se com uma taxa de aprendizagem de 17-22% (i.e. por cada dobrar da capacidade instalada o custo cai 17-22% em termos reais), a eólica on-shore a 7% e a off-shore a 9%.
A curto prazo e um pouco por toda a Europa, a penetração das renováveis (apoiada em tarifas e na prioridade do despacho) e a redução do consumo motivado pela crise financeira, fizeram baixar os preços grossistas e as taxas de utilização das centrais a carvão e de ciclo combinado. Em 5 anos, de 2011 a 2015, e considerando também a contribuição da descida dos preços dos combustíveis e do CO2, o preço grossista da electricidade na Alemanha desceu perto de 50% sendo que metade deste valor poderá ser atribuída à expansão das renováveis.
Por outro lado, os mercados tornaram-se mais voláteis e a longo prazo, o “efeito da ordem de mérito” desincentivará o investimento nas produções convencionais com combustíveis fosseis e minará a segurança de investimento. Entretanto, o aumento das taxas de penetração das renováveis reduzirá o seu valor relativo de mercado por “efeito de canibalização” e os preços aumentarão por efeito da redução do factor de capacidade devido a intermitência elevada. Elevadas taxas de penetração de renováveis intermitentes da ordem dos 30-40%, criarão grandes desafios para garantir o fornecimento fiável e seguro de electricidade e induzirão “custos de integração” com a expansão da rede, serviços de balanço e operação mais flexível do sistema que foram estimados em 25-35 €/MWh. Estes factos, mostram que o “1st generation market design”, acomodando cerca de 30% de renováveis intermitentes, chegou ao fim e está esgotado.
É esta a situação de alguns mercados, nomeadamente o do MIBEL.
Entretanto, um novo desenho sem regalias de acesso a mercados fisicamente interligados e em que cada tecnologia concorre e compete com os seus méritos assegurando os serviços de sistema, está a ser inspirado, concebido e operacionalizado na EU.
RENOVÁVEIS E ORDEM DE MÉRITO
Ocasionalmente, fala-se que no cálculo dos sobrecustos da PRE não se desconta o efeito da prioridade dada às renováveis na Ordem de Mérito. Se já há, na literatura científica, bastantes e interessantes trabalhos sujeitos ao escrutínio da comunidade, a sua extrapolação a Portugal ou ao MIBEL requerem ter em atenção o mix de produção existente, a geografia e as condições de fronteira do sistema. Deverão também integrar os efeitos de canibalização e perda relativa de valor de mercado, os custos de integração e, muito importante, os efeitos de curto e longo prazo.
Um estudo sobre o nosso mercado cujos resultados foram recentemente apresentados, reivindica que a aquisição da produção renovável para além do custo adicional com tarifa garantida, aporta ao sector elétrico nacional um benefício líquido médio de cerca 38 M€/ano. Dois comentários: 1) No final do dia, independentemente do que se passar no mercado, 80% da produção tem garantida uma tarifa pelo que gera ou uma rentabilidade pela disponibilidade, ambas generosas. 2) Com aqueles resultados, porque não vão as renováveis já todas para mercado?
O preço da geração eólica ibérica e o efeito da ordem de mérito é tema de um interessante trabalho de autores portugueses e apresentado recentemente numa revista especializada. Num dos quadros apresentados, estão computados os incentivos financeiros por unidade de energia recebidos pelos sectores eólicos de Portugal e Espanha entre 2008 e 2016. Ajustando a nossa produção aos preços espanhóis, verificamos que, numa soma simples, nos 3 anos que vão de 2014 a 2016, pagámos mais 1.131 M€ que os espanhóis apesar de estarmos no mesmo mercado!
E ninguém se indigna?!
RENOVÁVEIS E COMPROMISSOS
Portugal continua na área da energia, e em especial na da electricidade, sem cuidar da sustentabilidade económica, do bem-estar das populações e da segurança de abastecimento.
A preocupação do Governo parece ser nada fazer que altere o statu quo, desproporcionado e ilegítimo, que beneficia alguns poderosos por forma a maximizar o conforto político no ciclo eleitoral.
Como estamos a preparar-nos para a verdadeira revolução que está a decorrer na CE em torno do Mercado Único da Energia e a sua articulação com o Ambiente? Como estamos a eliminar, o mais rapidamente possível, os custos excessivos da energia? Como estamos a garantir mercados eficientes e seguros?
Algumas situações paradigmáticos:
- Em 2013, o Governo tomou a extraordinária medida de conceder aos centros electroprodutores eólicos uma opção de adesão a regimes remuneratórios alternativos para o período adicional. Esta opção não causou grande dúvida por parte dos produtores que a exerceram quase na totalidade: em troca do pagamento de uma compensação anual ao SEN, durante o período de oito anos, compreendido entre 2013 e 2020, e estimado num total de 27 €/ano (equivalente a cerca de 2,4 €/MWh/ano), os produtores ganharam o direito de beneficiar de uma tarifa de valor correspondente ao preço de mercado, tendo como limites mínimos e máximos os valores de referência de 74 €/MWh e 98 €/MWh, respetivamente durante 7 anos a partir do termo do regime remuneratório de que beneficiem actualmente! Na prática vamos, contra todo o consenso que se está a formar na EU, manter fora de mercado um volume de produção de mais de 20% da energia, pagando à produção eólica cerca de 74 €/MWh durante 7 anos e com efeitos que perdurarão de 2020 até cerca de 2037.
- Em Jan16, após e apesar da reforma energética em Espanha, a EDPR ganha um concurso para instalar 93 MW remunerados de acordo com os preços do mercado.
- Em 13Dez17, a EDPR vence leilão de longo prazo para 248,4 MW de energia eólica no Canadá a um preço de 24,4 €/MWh sob um “Contract for Difference.”
- A 20Dez17, a EDPR ganha contratos de longo prazo de 20 anos para 218MW num leilão Brasileiro de energia eólica a 25,0 e 25,5 €/MWh.
No jogo da energia, “os animais não são todos iguais”.
Em Portugal, sem mercado, o jogo eléctrico é viciado e não tem mérito!
Concluindo,
Sendo as medidas políticas (nos CIEG dos Impostos e Taxas) e em especial as relacionadas com a produção, aquelas que mais impacto têm nos custos, esperar-se-ia do Governo toda a atenção e vigor para o assunto. A Rede, sujeita à regulação da ERSE, está bem colocada em termos comparativos, e tem sofrido redução de custos pela via do nível dos investimentos e do ajuste das taxas de remunerações. A Energia precisará do aumento da concorrência que as interligações proporcionam.
Simples!
Henrique Gomes é Licenciado em Engenharia Mecânica pelo IST-UTL e MBA pela FE-UNL. Foi administrador da GDP – Gás de Portugal e da REN – Redes Energéticas Nacionais e também SEE do XIX Governo Constitucional (até 13Mar12). Actualmente, não tem remuneração nem participações sociais em nenhuma empresa ou associação ligada à energia.
