mundo académico
o valor e o custo da eletricidade produzida por sistemas solares (fotovoltaicos) (LEVELISED COST OF ELECTRICITY – LCOE, INCENTIVOS, POLÍTICA ENERGÉTICA)
Manuel Collares Pereira Titular da Cátedra Energias Renováveis da Universidade de Évora, Presidente da Direção do IPES António Joyce Investigador Principal do LNEG, Membro do Conselho Estratégico e Científico do IPES
Sumário executivo Descarbonizar a economia é um dos objetivos essenciais para o cumprimento dos compromissos COP21. A área da energia é a que mais contribui para a introdução de carbono na atmosfera, dada a enorme dependência que a economia tem do recurso a combustíveis fósseis. São necessárias tecnologias limpas, as das Energias Renováveis. 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
São dois os grandes motivos para esta divergência: – Há um valor acrescentado significativo que as tecnologias renováveis, como o fotovoltaico, trazem sobre a produção fóssil convencional; ignorar este valor acrescentado distorce o mercado a favor da manutenção do status quo o que, no limite, prejudica os consumidores; – A contabilização do MWh renovável, logo também a do fotovoltaico, é feita com base no cálculo do LCOE (Levelized Cost of Electricity), enquanto o custo do MWh de origem fóssil convencional é feito apenas com base no custo do combustível utilizado, duas realidades inteiramente diferentes e que não deveriam ser legitimamente comparáveis. O valor acrescentado resulta de uma longa lista de vantagens das energias renováveis e que incluem fatores como serem fontes de energia limpas, não contribuírem para o efeito de estufa, não necessitarem de ser impor tadas, tendo impacto sobre a balança de pagamentos, gerarem emprego e movimentarem a economia à escala local de forma muito significativa, terem o potencial de poder envolver indústria nacional de forma considerável, quando correspondem a produção descentralizada, de reduzirem as perdas nas redes de transporte e distribuição, serem responsáveis pelo que se apelida de MOE 46
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 está a falar de realidades diretamente comparáveis.
(Merit Order Effect), isto é, têm o potencial de reduzirem o custo do mix convencional quando estão presentes. Os cálculos que se apresentam mostram que esta valorização tem hoje um valor bem superior a 20€/MWh e pode e deve ser tida em conta na definição de qualquer tarifa, sem que isso se possa entender como um subsídio. Os cálculos do LCOE mostram que os valores de hoje tornam o fotovoltaico praticamente nivelado (paridade) com os custos pagos pelos consumidores, nos setores comercial e residencial, pelo que a atual Lei do Autoconsumo, concebida para apenas permitir um mínimo de fotovoltaico descentralizado, deveria evoluir para dar lugar a uma situação de net metering equilibrado que já não necessita hoje de uma definição de tarifa especial para a viabilizar. Os mesmos cálculos para o setor de produção mostram que a situação do cálculo do LCOE para o fotovoltaico pode, hoje, conduzir a valores que se aproximam dos 71€/MWh. Estes valores são muito semelhantes e mesmo inferiores (depende da deriva da energia que se considere) aos que se obtêm para uma central a gás natural, quando se calcula o seu LCOE, mas estão ainda muito longe de um custo de ~53€/MWh que se obtém só com os preços de combustível para a mesma central a gás.
Argumenta-se que, no setor de produção, a política a adotar necessita de duas condições: (1) fixar a tarifa para o MWh durante o tempo de vida da central, (2) considerar uma bonificação que resulta do valor acrescentado do fotovoltaico, sem que isso possa ser considerado um subsídio. A conclusão final é a de que uma política energética que contemple os vários aspetos acima referidos, será um dos principias ingredientes para permitir a Portugal cumprir os seus compromissos no âmbito do COP21, descarbonizando de forma importante a sua economia e colocando o país na situação de garantir, atualmente, energia barata a longo prazo para os seus cidadãos. Com a hídrica e a eólica, com o fotovoltaico em produção descentralizada e com a produção centralizada a partir de Centrais Termosolares (CSP com armazenamento), Portugal poderá atingir níveis de produção renovável da ordem de 100% e até vir a exportar energia elétrica para a União Europeia.
I. O valor acrescentado do fotovoltaico I.1. Introdução As Energias Renováveis já desempenham um papel muito importante no fornecimento de eletricidade em Portugal. A hidroeletricidade
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de distribuição. Um valor >1 para Z conferia a necessária competitividade aos correspondentes investimentos do momento. Não se pretende, neste escrito, discutir apenas os efeitos benéficos mas também negativos desta abordagem à qual faltou uma outra, a da introdução de um plano claro de redução do valor de Z em cada caso, acompanhando a evolução (redução) dos custos de investimento e O&M, da tecnologia do fotovoltaico. Esta abordagem substanciou críticas negativas de excesso de subsidiação, que só não foi tão prejudicial como se diz, porque, apesar de tudo, a potência instalada foi pequena. E mexeu-se no mercado, gerando experiência e negócio, e educando o consumidor para as etapas seguintes deste setor. O exercício interessante e útil para este estudo é o de se utilizar a fórmula para se perceber a ordem de grandeza de alguns dos efeitos acima referidos. A Tabela 1 é autoexplicativa das hipóteses que faz para o cálculo no Cenário Base, e tem como resultado uma tarifa de 56€/MWh, quando se considera Z=1 e 370 gramas/ kWh de emissões para o mix convencional de referência e um valor de 20€/toneladas para a penalização de CO2 emitido. Quando se fala no fator Z=1 com que se atinge esse resultado deve acrescentar-se, como referíamos no artigo original, que é um fator neutro e não multiplicativo da tarifa e que considera já o efeito de maturidade da tecnologia fotovoltaica (sem prémio associado), recuperando-se a fórmula em vigor e aceite pelos agentes do setor. Ora, o atual mix é um emissor muito mais forte de CO2 por unidade de energia produzida já que predomina de forma esmagadora o carvão na produção térmica, com uma produção de CO2 por kWh quase três vezes superior [10]. Por outro lado, é interessante perceber o impacto que terá um futuro mercado de CO2 evitado (um dos caminhos que se prevê para o cumprimento do COP21), com uma valorização de 40€/toneladas em vez de 20€/toneladas considerado no Decreto-Lei n.º 225. 1. A alteração das emissões evitadas de CO2 do valor de referência da fórmula de 370 gramas/kWh para 975 gramas/kWh [10]. Esta alteração eleva a tarifa para 69€/MWh; 2. A modificação do valor da fórmula de 20€/toneladas de CO2 para 40€/toneladas de CO2 eleva o valor da tarifa para 64€/MWh. Observa-se, assim, que a consideração destes efeitos de valor acrescentado elevam o valor da tarifa de referência de, aproximadamente, 13€/MWh num caso e 8€/MWh no outro, ilustrando de forma quantitativa os comentários feitos sobre a importância que estes aspetos têm e justificando que sejam considerados. Referências [1] APREN - Associação dos Produtores de Energias Renováveis; [2] Decreto-Lei 225/2007, DR, 1.ª série, 105, 31/05/2007 e Declaração de Retificação 71/2007, DR 1.ª série, 141, 24/07/2007; [3] Decreto-Lei do autoconsumo – DL 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.” - 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 study” – 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.