O valor e o custo da eletricidade produzida por sistemas solares (fotovoltaicos)- 2ª parte

mundo acadĂŠmico

o valor e o custo da eletricidade produzida por sistemas solares (fotovoltaicos) (LEVELISED COST OF ELECTRICITY – LCOE, INCENTIVOS, POL�TICA ENERGÉTICA) 2.ª Parte

Manuel Collares Pereira Titular da Cåtedra Energias Renovåveis da Universidade de Évora, Presidente da Direção do IPES António Joyce Investigador Principal do LNEG, Membro do Conselho EstratÊgico e Científico do IPES

Sumårio executivo Descarbonizar a economia Ê um dos objetivos essenciais para o cumprimento dos compromissos COP21. A årea da energia Ê a que mais contribui para a introdução de " combustíveis fósseis. São necessårias tecnologias limpas, as das Energias Renovåveis. Neste breve estudo pretende-se apresentar e discutir algumas condicionantes à introdução destas novas tecnologias para a produção de eletricidade – em particular as do solar –

Pedro Cunha Reis Engenheiro EFACEC, Membro da Direção do IPES

2. O custo da eletricidade renovĂĄvel (Levelised Cost of Electricity – LCOE) 2.1. Introdução HĂĄ uma grande diferença entre as energias renovĂĄveis e as energias ditas convencionais: o seu custo ĂŠ sobretudo um custo de investimento em equipamento capaz de converter a energia solar ou eĂłlica em eletricidade, contrastando com a situação da energia convencional em que, alĂŠm do investimento inicial num equipamento de transformação, se exige a compra contĂ­nua, no tempo, do combustĂ­vel cuja energia quĂ­mica ou fĂ­sica se transforma em elĂŠtrica. A situação convencional ĂŠ uma situação muito diferente e o custo da energia convencional com a qual se compara sempre a do fotovoltaico ĂŠ, sobretudo, o resultado direto do custo do prĂłprio combustĂ­vel. Isto ĂŠ, fazemos uma comparação de “ â€?. Quanto ao fotovoltaico, um sistema gerador de energia elĂŠtrica que poderĂĄ funcionar, ainda com um rendimento aceitĂĄvel, atĂŠ aos 25 anos, a forma que temos de fazer as contas aos custos da energia produzida, terĂĄ que ter em conta a produção que foi capaz de realizar no seu tempo de vida, o investimento inicial feito e os gastos com operação e manutenção do equipamento. A forma rigorosa de fazer este cĂĄlculo (LCOE) explica-se no capĂ­tulo seguinte. Nesta 48

desenvolvendo alguns pontos de vista, muitas vezes ignorados, quando se entra de forma cega numa discussão/comparação de custos sem se reconhecer que, regra geral, não se estå a falar de realidades diretamente comparåveis.

introdução, o que se pretende sublinhar ĂŠ que, para comparar com a eletricidade convencional, se deveria fazer exatamente a mesma coisa, para termos uma comparação de “ â€?. A comparação feita nestes termos obrigaria a calcular o LCOE da energia convencional e este resultaria, sem dĂşvida, num valor muito mais elevado que o valor spot do mercado neste momento. A principal razĂŁo tem que ver com o facto de se lidar com combustĂ­veis que sĂŁo finitos, cujo valor, por essa razĂŁo, ĂŠ hoje muito menor que dentro de 10 ou de 20 anos. Embora, temporariamente, os valores do mercado possam descer (como, por exem cia futura sĂł pode ser de subida, por razĂľes de fundo, estruturais1.

1 Exemplo: o petróleo tem apresentado recentemente cunstanciais, de política (preservação da hegemonia e controlo por um ou dois países produtores), de crise económica associada a uma redução de procura, logo a um excesso de oferta, de exploração de novos tipos de petróleo (shale oil – petróleo não convencional), sem sustentabilidade e sem regras sobre os impactos ambientais na extração, reforço da presença de países como o Irão com o levantamento do embargo, e outros. São razþes

Que deriva (percentagem da subida do seu custo acima da inflação) do custo da energia se deveria usar? Qualquer valor, desde que positivo em mÊdia, faria o custo da eletricidade tornar-se significativamente mais alto daqui a 10 ou 20 anos, enquanto para o fotovoltaico, o que calculamos hoje, mantÊm-se constante para qualquer desses períodos! Contudo, para o fotovoltaico (e para a eólica) estamos condenados a fazer o cålculo do LCOE. Assim Ê importante que se defina com clareza o que Ê (as definiçþes usadas por todos devem ser as mesmas para estes efeitos de comparação). É o que se farå no próximo capítulo. O custo da eletricidade produzida durante o tempo de vida de uma unidade produtora de

circunstanciais que tenderão a desaparecer e fazer os custos do petróleo subir. pois cada vez menos se usa petróleo para a produção de eletricidade. O ponto Ê o de que hå cada vez menos petróleo convencional, o custo do não convencional Ê muito mais alto (o shale oil estå barato, mas não Ê tão abundante e só custa menos porque não se contabilizam os custos dos impactos referidos anteriormente).

mundo acadĂŠmico O VALOR E O CUSTO DA ELETRICIDADE PRODUZIDA POR SISTEMAS SOLARES (FOTOVOLTAICOS)

Condição 1 As Renovåveis, e o fotovoltaico em particular, necessitam de um valor de tarifa fixo ou mínimo, acordado, estabelecido, pelo tempo de vida do sistema, jå que o seu valor de mercado Ê calculado e referido sempre em termos do LCOE, sendo condição fundamental para o financiamento de um projeto capital intensivo; Esta condição estå em contraste com a situação das centrais convencionais fósseis que são remuneradas por uma tarifa definida em função de circunstâncias de curto prazo, o custo do combustível que usam; Sugere-se assim a consideração de um valor mínimo de 56 ₏/MWh, resultante do cålculo do feito em I.3. Este resultado obtÊm-se aliås atravÊs da fórmula aceite no Decreto-Lei n.º 225 e que esteve em vigor no setor, mas ponderada por um fator z=1, de forma a refletir o estado de maturidade da tecnologia e um efeito neutro não multiplicativo dos outros parâmetros. Condição 2 Esse valor fixo pode e deve ser completado com o valor acrescentado do MWh produzido, sem que isso se trate de um subsídio, de forma regressiva. Internalizando, por exemplo, o fator de mÊrito referido, a mais-valia ambiental e outros, na justa medida em que o LCOE se vå reduzindo em função do avanço da tecnologia. As centrais solares seriam assim remuneradas por um valor fixo, constante ao longo de um período de tempo, sendo que esse valor constante seria diferente e inferior para novas centrais a entrar em atividade, na justa medida do respetivo desenvolvimento tecnológico. A Condição 1 Ê um mínimo imprescindível, sem a qual não haverå mercado no setor de produção. Hoje fala-se em abrir o mercado à produção centralizada com o fotovoltaico, mas não Ê possível que isso aconteça sem que esta condição se cumpra. Quanto à Condição 2 Ê preciso desfazer alguns preconceitos que surgiram por, no passado, se terem definido tarifas bonificadas (Feed in Tariffs – FIT) de uma forma percecionada como mais arbitråria, para valorizar a energia produzida pelo fotovoltaico, para que se iniciasse, desde logo, a construção de um mercado próprio, mesmo quando o fotovoltaico era ainda muito caro. Como se referiu em I, os valores atribuídos então às tarifas do fotovoltaico (não só em Por tugal) foram elevados, e sobretudo não previram a espetacular redução de custos na produção que tem sido possível atingir, e que, assim, não foi acompanhada por um programa bem pensado de atualização (redução) da remuneração, por forma a acompanhar a 54

evolução tecnológica do mercado. De qual cias instaladas, pelo que o seu sobrecusto foi de muito pouco impacto, ao contrårio do que Contudo, e como se explicou, os valores acrescentados que se podem agregar à energia solar fotovoltaica e acima referidos, justificam que, ao valor OMIE (ou, melhor ainda, ao valor sugerido para a Condição 1) se permita Isto Ê, uma tarifa com um valor que facilmente poderå incluir pelo menos + (20 ₏/MWh] para repor o equilíbrio nas condiçþes oferecidas a uns e outros. Bonificar a tarifa, nestes termos, não pode ser considerado um subsídio! Uma outra forma de perceber isto Ê sublinhar o que se passa: a eletricidade fóssil estå a ser subsidiada, quando os custos ambientais, por exemplo, não estão a ser contabilizados no custo da energia ao produtor! Um estudo detalhado deverå ser realizado para calcular os valores acrescentados associados às externalidades causadoras das alte " # $ % energÊtica, à redução das impor taçþes, ao MOE, para uma quantificação rigorosa quanto possível do valor da bonificação a conceder. Isto em simultâneo com o cålculo das LCOE das tecnologias que entram no OMIE, para se perceber que, provavelmente, hå muito que se ultrapassou a paridade com a rede, mesmo ao nível da produção, em termos de LCOE, se todos os termos forem incluídos no cålculo. Na realidade a decisão de calcular e aplicar estes resultados Ê uma das melhores for & cumprimento das decisþes tomadas em outubro, em Paris, (COP21) vai determinar no nosso país. E porque nos serå muito mais fåcil do que a outros países da EU cumprir esses objetivos com energia renovåveis, deveríamos levar mais longe o exercício e cobrar pelo cumprimento das quotas de outros com maior dificuldade de as cumprirem.

3FWIVZEpnS ½REP Este breve estudo incidiu sobretudo sobre a solar fotovoltaica (PV). Em estudos subsequentes, serĂŁo abordadas outras tecnologias, em particular a termoelĂŠtrica solar (CSP ou STE). Esta, menos madura, tem ainda um caminho impor tante a percorrer para uma redução de custos que a conduzirĂĄ a valores comparĂĄveis com a produção fotovoltaica. Com a vantagem de conter de forma intrĂ­nseca soluçþes de armazenamento de energia (hoje jĂĄ se dimensionam armazenamentos tĂŠrmicos para perĂ­odos entre 7 e 15 horas Ă

Os valores atribuídos então às tarifas do fotovoltaico (não só em Portugal) foram elevados, e sobretudo não previram a espetacular redução de custos na produção que tem sido possível atingir, e que, assim, não foi acompanhada por um programa bem pensado de atualização (redução) da remuneração, por forma a acompanhar a evolução tecnológica do mercado.

potencial nominal da central) o que lhe confere verdadeira “despachabilidadeâ€?. Com a hĂ­drica, a eĂłlica, o fotovoltaico em produção descentralizada e com a produção da termo eletricidade solar centralizada, Portugal poderĂĄ atingir nĂ­veis de produção renovĂĄvel da ordem de 100%! E poderĂĄ atĂŠ pensar em expor tar energia elĂŠtrica para a UniĂŁo Europeia.

6IJIVsRGMEW [1] APREN – Associação dos Produtores de Energias RenovĂĄveis; [2] Decreto-Lei n.Âş 225/2007, DR, 1.ÂŞ serie, 105, 31/05/2007 e Declaração de Retificação 71/2007, DR, 1.ÂŞ serie, 141, 24/07/2007; [3] Decreto-Lei do Autoconsumo – Decreto-Lei n.Âş 153/2014; [4] H. Gouzerh, S. Orlandi, N. Gourvitch, G. Masson- Quantitative analysis of the Merit Order Effect From Photovoltaic Production in Key European Countries; [5] MTRMR – Medium Term Renewable Market Report – International Energy Agency (2015 Edition); [6] ETP2014 – Energy Technology Perspectives – International Energy Agency (2014 Edition); [7] “Photovoltaic Degradation Rates – an Analytical Review.â€? – D. C. Jordan and S. R. Kurtz – Progress in Photovoltaics – 13 OCT 2011; DOI: 10.1002/pip.1182; [8] “The Future of Solar Energy- an interdisciplinary MIT studyâ€?-Energy Initiative – MIT (2015); [9] Fraunhofer ISE- Annual Report 2014/2015; [10] Geoffrey P. Hammond , , Jack Spargo – The prospects for coal-fired power plants with carbon capture and storage: A UK perspective- Energy Conversion and Management, Volume 86, October 2014, Pages- 476-489; [11] Charles S.A. Hall, Stephen Balogh, David J.R. Murphy- “What is the minimum EROI that a sustainable society must have? “Energies, 2009, 2, 25-47.