Meus cálculos sobre o preço do kWh: ‘fraude legalizada’ no valor de 15 bilhões por ano?

«Se o PUN fosse calibrado com base nos custos reais de produção de energia na Itália, o preço cairia 30% para famílias e empresas (e para o Estado)». Com a ajuda da IA, Bruno Campanino, o leitor que nos escreveu, fez dois cálculos sobre como se forma o preço de um kWh. E concluiu: «Uma ‘fraude legalizada’ pelo ESTADO e pela EUROPA». Por que então «vender a energia nuclear como a solução para todos os problemas ou buscar algoritmos complexos para reduzir o PUN em 1 ou 2 centavos por kWh nas contas financeiras? O que vocês acham? Estou errado?». Para nos escrever: info@vaielettrico.it.

E aqui está, em detalhes, o seu cálculo baseado em dados oficiais da Terna e do GSE

Qual é a participação das energias renováveis e quanto custa o gás

1. A produção interna bruta/líquida gira em torno de 270 TWh por ano.
2. Contribuição das fontes renováveis (FER totais) Considerando todas as fontes renováveis (portanto, não apenas solar, eólica e hidrelétrica, mas também bioenergias e geotermia), a produção geralmente fica entre 45% e 49% da produção nacional (e em torno de 40-41% se for calculada a cobertura da demanda total italiana, que também é suprida por importações do exterior).
3. Solar, eólica e hidrelétrica Consideradas individualmente ou somadas, elas não ultrapassam de forma consistente 50% da produção total italiana, variando historicamente entre 40% e 48%, dependendo da estação hidrológica (a hidrelétrica, de fato, oscila muito de acordo com as precipitações).

Tabela de comparação da produção elétrica na Itália

Dados médios de referência

Fonte / Categoria

TWh anuais indicativos

Porcentagem da produção interna

Total de energias renováveis (hidrelétrica, solar, eólica, biomassa, geotérmica)

125–135 TWh

45%–49%

Termelétrica (principalmente a gás natural)

130–140 TWh

48%–52%

Outras fontes (por exemplo, resíduos/carvão residual)

5–10 TWh

2%–3%

Preço marginal e custo real de produção em comparação

Analisamos o cenário hipotético proposto (de um total de 270 TWh, 60% cobertos por turbogás, totalizando 162 TWh, e 40% cobertos por energias renováveis, totalizando 108 TWh), comparando o preço determinado pelo critério marginal (o PUN teórico baseado exclusivamente no custo do gás) com o preço médio ponderado real, baseado nos custos efetivos de produção de cada fonte.

Custo de produção do turbogás (com gás a ~90 €/MWh)

1. Custo do combustível (matéria-prima)

Considerando uma eficiência média das usinas de ciclo combinado (CCGT) de 55–60%, são necessários aproximadamente 1,7–1,8 MWh térmicos de gás para produzir 1 MWh elétrico.

Com o gás a 90 €/MWh, o custo apenas da matéria-prima sobe para cerca de 153–162 €/MWh.

2. Custos ETS (créditos de emissão de CO₂)

Cerca de 0,35–0,40 toneladas de CO₂ por MWh de eletricidade. Com as licenças de emissão estáveis em torno de 65–75 €/tonelada, o impacto do CO₂ permanece entre 24–28 €/MWh.

3. Custos fixos e de gestão (O&M)

Cerca de 10–15 €/MWh.

Comparação com os custos de produção das energias renováveis

Diferentemente do gás, as fontes renováveis não possuem custos de combustível nem custos relacionados às cotas de CO₂, portanto o custo de produção é determinado principalmente pelo amortização do investimento inicial (CapEx) e pelos custos de manutenção (OpEx).

Com o gás nesses níveis, o custo para gerar um megawatt-hora por meio de usinas termelétricas a gás aumenta significativamente, ampliando enormemente a diferença de custo em relação às fontes renováveis:

Fonte de energia

Custo de produção (€/MWh)

Custo de produção (€/kWh)

Notas

Fotovoltaico solar (escala comercial)

45–60

0,045–0,060

Altamente competitivo durante as horas de sol.

Eólico (terrestre)

40–55

0,040–0,055

Uma das fontes mais econômicas em absoluto.

Hidrelétrico (existente)

30–50

0,030–0,050

Instalações históricas com custos muito baixos.

Turbogás (ciclo combinado)

185–205

0,185–0,205

Depende do preço das matérias-primas e do CO₂.

O custo para gerar 1 kWh de energia elétrica por meio de usinas a turbogás com metano é mais do que o dobro em comparação com o custo médio de produção de usinas solares e eólicas em grande escala. A principal razão pela qual as usinas a turbogás continuam sendo indispensáveis reside em sua programabilidade e flexibilidade, essenciais para equilibrar a rede elétrica nos momentos em que o sol e o vento não estão disponíveis.

Suposições iniciais e custos de referência (com gás a ~90 €/MWh)

Turbogás (60% da produção / 162 TWh): custo de produção estimado em 195 €/MWh (valor central da faixa de 185-205 €/MWh, que inclui gás, CO₂ e manutenção).

Renováveis (40% da produção / 108 TWh): custo médio ponderado de produção (solar, eólico, hidrelétrico) estimado em torno de 50 €/MWh.

1. O PUN baseado no preço marginal (regra do mercado elétrico)

No mercado elétrico italiano e europeu (Marginal Pricing), o preço à grosso (o PUN) não é a média dos custos de todas as usinas, mas sim é determinado pela usina mais cara necessária para atender à última unidade de demanda (a usina marginal).

No cenário em que 60% é atendido por gás e 40% por energias renováveis, na maior parte das horas do dia (especialmente quando a demanda é alta ou a energia fotovoltaica não gera eletricidade, como nas horas noturnas), quem determina o preço é a usina a gás.

PUN teórico marginal: como o gás fixa o preço de mercado para todas as tecnologias quando está em operação, o preço de venda pago por cada MWh negociado no mercado se alinha ao custo da usina a gás.

Valor do PUN: 195 €/MWh (0,195 €/kWh).

Nesse regime, até a energia produzida por fontes renováveis (cujo custo de produção é de 50 €/MWh) é “preçada” no mercado ao custo do gás (~195 €/MWh), gerando um forte lucro adicional para os produtores de energia renovável.

2. O PUN calculado considerando corretamente os custos de produção (média ponderada)

Se, por outro lado, imaginarmos um sistema em que a energia é remunerada exatamente de acordo com o custo industrial de produção (cost-plus), ponderado com base nas quantidades reais:

Substituindo os valores do cenário:

Custo total da geração:

Preço médio ponderado resultante:

Tabela comparativa resumida

Parâmetro / Método

PUN ao preço marginal (regime atual)

PUN ao custo médio ponderado (real/misto)

Custo mais barato/baixo

195 €/MWh (0,195 €/kWh)

137 €/MWh (0,137 €/kWh)

Quem fixa o preço

O custo marginal da última instalação (gás)

A média ponderada de todas as tecnologias

Impacto econômico no sistema (em 270 TWh)

~52,6 bilhões de euros de despesa teórica a granel

~37,0 bilhões de euros de despesa real de produção

Diferença / Margem

—

Uma economia teórica de mais de 15 bilhões de euros que, no mercado atual, é absorvida na forma de rendimentos marginais/lucros extras.

Para famílias e empresas: um impacto enorme

Uma economia de 30% no custo da energia a granel não é de forma alguma um detalhe marginal:

Passar de 0,195 €/kWh para 0,137 €/kWh significa reduzir 58 € por Megawatt-hora.

Para uma família média com consumo de 2.700 kWh/ano, isso significa economizar cerca de 150–160 € por ano apenas com a matéria-prima (além do IVA e impostos proporcionais).

Para uma empresa ou indústria manufatureira que consome gigawatt-hora, uma diferença de 30% representa a linha divisória entre ser competitiva no mercado global ou sair do mercado.

Por Estado e mercado: o nó das rendas marginais

Os 15 bilhões de euros de diferença identificados nos cálculos representam uma transferência de riqueza colossal.

Em um sistema de preço marginal, esses 15 bilhões não são utilizados para cobrir os custos reais de produção industrial, mas se tornam rendas de posição (lucros extras) para quem produz com instalações renováveis que possuem custos fixos já amortizados ou muito baixos.

Um mecanismo que precisa ser ajustado. Mas qual é a alternativa?

É certamente verdade que as energias renováveis têm custos de produção geralmente inferiores aos do gás. E é verdade que o mecanismo do preço marginal pode gerar rendas inframarginais para as instalações que produzem a custos menores em comparação com a tecnologia que determina o preço de mercado.

No entanto, dessa premissa não se deduz automaticamente a existência de 15 bilhões de euros em lucros extras.

O primeiro problema é que se assume que o gás determina o preço de toda a energia produzida, enquanto o preço marginal é estabelecido em cada intervalo de mercado e nas diferentes regiões geográficas. Não é a combinação anual de produção que determina quantas horas o gás é considerado marginal. Com uma forte produção fotovoltaica e eólica, por exemplo, o preço pode cair significativamente mesmo quando o gás representa uma parcela importante da produção anual.

A matemática funciona, as unidades de medida não

O segundo problema é a comparação entre grandezas econômicas diferentes. Os 195 €/MWh do turbogás são uma estimativa do custo de geração em determinadas condições de preço do gás e da CO₂. Os 50 €/MWh das energias renováveis, por sua vez, são uma estimativa do custo médio de produção, que inclui também o investimento inicial. Não se trata de grandezas diretamente homogêneas.

O terceiro problema diz respeito aos 15,66 bilhões de euros. O cálculo matemático está correto se assumirmos que 60% da energia custe 195 €/MWh, que os 40% restantes custem 50 €/MWh e que todos os 270 TWh sejam remunerados a 195 €/MWh. Mas trata-se de um exercício teórico, e não de uma medição dos lucros extras efetivamente obtidos. Para chegar a esse último valor, seria necessário saber o quanto é efetivamente vendido no mercado spot, a que preço, por meio de quais contratos e com quais custos e encargos para os produtores.

O preço marginal coordena demanda e oferta

Por fim, há uma questão fundamental: o preço marginal não foi concebido para remunerar cada instalação pelo seu custo médio, mas sim para coordenar a demanda e a oferta e garantir que a energia necessária seja sempre produzida. É normal que, em momentos de maior estresse na rede, ou seja, quando há risco de apagão, o sistema esteja disposto a pagar mais ao fornecedor que garante a quantidade adicional. É uma lei básica de mercado.

Expansão das energias renováveis e desacoplamento do preço do gás para um futuro sustentável

Portanto, é legítimo discutir se esse mecanismo deve ser integrado ou corrigido, especialmente em um sistema onde as energias renováveis assumem um peso crescente. Mas uma alternativa baseada no custo médio de produção não pode ser considerada automaticamente mais eficiente, menos cara e, sobretudo, igualmente segura. Pelo menos em um sistema de livre concorrência entre produtores privados. Não é à toa que, entre as diversas hipóteses, também se avalia a possibilidade de “nacionalizar” as usinas a gás turbina, enquanto elas ainda forem indispensáveis para o equilíbrio da rede.

Em resumo, concordamos com a tese de que uma maior penetração das energias renováveis pode reduzir o custo médio da energia e a dependência do gás. Não concordamos, porém, com a conclusão de que o sistema atual acarretaria necessariamente 15 bilhões de euros em lucros adicionais transferidos aos produtores de energias renováveis. Para comprovar isso, são necessários dados de mercado reais, e não apenas uma simulação baseada em dois custos médios.

LEIA também: “Eletricidade limpa e barata? SENEC: até a Itália pode conseguir” e assista ao VÍDEO