O sinal anestesiado

O número e o que ele esconde

Em 2026, o Estado alemão vai gastar 29,5 mil milhões de euros para baixar o preço da eletricidade. O número é verdadeiro. A leitura que dele se faz, em regra, não é.

Nas redes, a manchete serviu de prova de incompetência. No campo oposto, serviu de prova de interesses inconfessáveis. As duas leituras falham o essencial: o problema não está em quanto se gasta, mas em onde se gasta.

A tese deste artigo é simples de enunciar e difícil de contornar. Subsidiar o preço não reduz o custo do sistema elétrico. Apenas muda quem o paga e anestesia o sinal que obrigaria a corrigi-lo. A Alemanha não é uma exceção. É o caso mais visível de um padrão que se repete em todos os sistemas que aceleraram a geração renovável mais depressa do que a arquitetura que a deveria suportar.

Em linguagem simples. Imagine uma estrada nacional cheia de buracos. O Estado pode pagar aos condutores o arranjo dos pneus ou pode tapar os buracos. A primeira opção alivia a despesa de cada condutor este mês. A segunda é a única que acaba com o problema. Subsidiar o preço da eletricidade é pagar os pneus: o custo continua lá, só muda quem o paga.

Anatomia de um recorde

Cerca de 72 % do montante não é custo novo. É custo antigo que mudou de pagador.

A Tabela 1 mostra que o recorde tem duas metades de natureza diferente. As duas primeiras linhas, 21,1 mil M€, são encargos que sempre existiram e que deixaram de estar na fatura. As restantes são auxílios ou receita fiscal cessante, e são essas que configuram uma escolha política nova.

A Figura 1 transforma a tabela numa evidência imediata: o comprimento das barras azuis é o que a manchete apresenta como «despesa recorde», mas que, na verdade, já era pago pelos consumidores na fatura antes de 2022. Só as barras âmbar, cerca de 8,4 mil M€, representam um esforço público genuinamente novo. É essa a proporção que o debate público deveria discutir.

Até julho de 2022, o EEG era financiado por uma sobretaxa na fatura. Em 2021, eram 6,5 ct/kWh, cerca de 227 € por ano para um agregado de 3 500 kWh. A sobretaxa foi abolida e o défice da conta EEG passou para o Fundo para o Clima e a Transformação. Em 2025, o Orçamento Federal transferiu cerca de 16,5 mil M€ para essa conta. O subsídio às tarifas de transporte segue a mesma lógica a partir de 2026.

Por isso, a comparação com os 4,13 mil M€ de 2020 é metodologicamente frágil. Em 2020, os mais de 20 mil M€ do EEG pagavam-se na fatura e não entravam na contabilidade pública. O que cresceu de forma explosiva não foi o custo. Foi a sua visibilidade orçamental.

Em linguagem simples. Imagine que a conta da luz de uma casa passa a ser paga pelo cartão do avô em vez do cartão dos pais. A família não gasta menos eletricidade, apenas mudou de cartão. Quem olhar só para o extrato do avô vê um «recorde» de despesa, mas a despesa da família é a mesma. Foi isto que aconteceu na Alemanha: a parcela das renováveis saiu da fatura e passou para os impostos.

O paradoxo contracíclico

O encargo do apoio às renováveis sobe quando o preço grossista desce. É a primeira relação que qualquer leitura séria do número alemão tem de fixar.

No regime de prémio de mercado, o encargo é, em primeira aproximação, a soma por tecnologia da diferença entre o valor de referência garantido e o valor de mercado capturado:

onde Ei é a energia apoiada da tecnologia i, AWi o valor de referência (anzulegender Wert) e MWi o valor de mercado mensal dessa tecnologia.

Da expressão decorrem três consequências:

1. Correlação inversa com o preço. Em 2025, uma Dunkelflaute prolongada no primeiro trimestre fez subir os preços e reduziu os pagamentos. O Bund transferiu 16,5 mil M€, menos do que os 17,2 mil M€ orçamentados. O tempo meteorológico tornou-se uma variável orçamental.
2. Canibalização. À medida que a quota fotovoltaica cresce, o valor capturado MWFV desce mais depressa do que o preço médio, porque toda a frota produz nas mesmas horas (Hirth, 2013). O sucesso da implantação alarga o diferencial que o Orçamento tem de cobrir.
3. Atenuantes estruturais. Os contratos fotovoltaicos de 2004 a 2010, com tarifas acima de 40 ct/kWh, saem progressivamente do sistema ao fim de 20 anos. A capacidade nova entra por leilão, a uma fração desse valor, e as instalações recentes deixam de ser remuneradas em horas de preço negativo.

A Figura 2 mostra a mecânica do paradoxo num exemplo ilustrativo de 150 TWh apoiados com um valor de referência de 100 €/MWh. Com um preço de mercado «normal» de 80 €/MWh, o Orçamento paga 3 mil M€. Se a canibalização solar fizer descer o valor capturado para 40 €/MWh, a fatura pública triplica para 9 mil M€ sem que se tenha instalado um único painel adicional. A reta desce da esquerda para a direita: cada euro que o mercado deixa de pagar é um euro que o contribuinte passa a pagar.

O resultado é uma despesa pública indexada a uma variável que a própria política energética empurra para baixo. Não se trata de um risco conjuntural. É um risco de desenho.

Em linguagem simples. Imagine que o Estado garante a um agricultor 1 euro por quilo de tomate. Se o mercado pagar 0,90 €, o Estado paga 0,10 €. Se o mercado pagar só 0,30 €, o Estado paga 0,70 €. Quando todos os agricultores colhem na mesma semana, o preço cai e a conta do Estado sobe. Com o sol passa-se o mesmo: todos os painéis produzem ao meio-dia, o preço dessa hora cai, e quanto mais painéis houver, maior é a diferença que o Orçamento tem de pagar. É como vender gelados numa praia onde todos os vendedores abrem à mesma hora.

Custo da tecnologia, custo do sistema

O LCOE mede quanto custa produzir um MWh no ponto de ligação. Não mede quanto custa entregá-lo, no instante certo, com frequência e tensão dentro dos limites. A métrica que responde a essa segunda pergunta é o System LCOE (Ueckerdt et al., 2013):

Os termos de integração crescem de forma não linear com a quota de renováveis variáveis, como a NEA/OCDE quantificou no seu estudo de 2019 sobre custos sistémicos. É por isso que o LCOE de um parque solar pode descer todos os anos enquanto o custo do kWh entregue sobe.

A Tabela 2 traduz a equação em realidade operacional: cada termo tem uma fatura própria, e nenhuma delas aparece no LCOE. Em 2025, 60 % do volume de geração reduzida por congestionamento veio de instalações renováveis, e o redespacho fotovoltaico quase duplicou face a 2024.

O próprio Ministério alemão adotou esta grelha. O relatório de monitorização de setembro de 2025, elaborado pelo EWI e pela BET, define custo sistémico como a soma de geração, redes, armazenamento e segurança de abastecimento. Mas, no mesmo ciclo orçamental, o Governo gastou mais a mascarar o preço do que a reduzir esses termos.

Em linguagem simples. Um voo de baixo custo anunciado a 19 euros raramente custa 19 euros. Há a mala, a escolha de lugar e o autocarro até um aeroporto a 80 km da cidade. O LCOE é o preço do bilhete; o custo do sistema é o preço da viagem. Um parque solar pode produzir eletricidade baratíssima no Alentejo. Mas se essa eletricidade tiver de seguir até Lisboa por uma linha que ainda não existe, precisar de uma bateria para chegar à noite e de outra central para os dias sem sol, tudo isso faz parte do preço da viagem.

O mesmo padrão, em cinco sistemas

Nenhum dos grandes sistemas elétricos com elevada penetração renovável escapou ao problema. O que os distingue é se o tornaram visível no preço ou o esconderam no Orçamento.

A Tabela 3 ordena os sistemas pelo grau de explicitação do custo sistémico. Na Alemanha, o custo é absorvido pelo Orçamento. Na Grã-Bretanha, é deslocado para outra rubrica da fatura. Na Ibéria, foi pago em apagão. Na Austrália e no Texas, é nomeado e pago por quem o causa ou por quem o resolve. Só nestes últimos o sinal económico e a física falam a mesma língua.

A Grã-Bretanha merece uma nota. O Governo reconheceu que a reforma zonal traria ganhos de eficiência, mas rejeitou-a pelo prazo de implementação, de pelo menos sete anos, e pelo risco para os investidores. Os custos de restrição podem atingir 4 a 8 mil M£ por ano até 2030 sem intervenção profunda. É a mesma escolha alemã: estabilidade institucional hoje, custo sistémico amanhã.

Em linguagem simples. Imagine um país onde o estacionamento custa o mesmo em todo o lado: no centro de Lisboa à hora de ponta e numa aldeia do interior às três da manhã. Ninguém tem razão para deixar o carro fora do centro, e o centro entope. Uma zona de preço única faz o mesmo com a eletricidade: o produtor recebe o mesmo esteja onde a rede tem folga ou onde está congestionada. O preço nodal do Texas funciona como um parquímetro que sobe quando a rua enche. Os britânicos preferiram manter o preço igual e cobrar a diferença noutra linha da fatura.

A física que não se subsidia

Um subsídio pode baixar o preço de um MWh. Não pode acrescentar um segundo de inércia a uma rede.

No instante que se segue à perda de uma grande unidade, a taxa de variação da frequência é determinada apenas pela energia cinética armazenada nas massas girantes síncronas:

onde ΔP é o desequilíbrio de potência, f0 a frequência nominal (50 Hz), Hi a constante de inércia de cada máquina e Si a sua potência aparente. Os inversores convencionais, em modo grid-following, contribuem com Hi = 0. Cada MW síncrono substituído por um MW de inversor convencional reduz Hsys e aumenta o RoCoF para o mesmo incidente.

A Figura 3 aplica a equação a um sistema ilustrativo de 30 GVA que perde 1 GW. Com um parque dominado por máquinas síncronas (H ≈ 5 s), a frequência cai a 0,17 Hz/s e os operadores têm tempo para reagir. Com uma elevada quota de inversores convencionais (H ≈ 1,5 s), a queda é mais de três vezes mais rápida, e o sistema aproxima-se do limiar em que as proteções começam a desligar equipamentos. A curva é hiperbólica: as últimas reduções de inércia são as mais perigosas.

O mesmo vale para a força do sistema (potência de curto-circuito) e para o controlo de tensão. A lição ibérica é inequívoca: o apagão não resultou de excesso de renováveis, mas de potência reativa insuficiente e de um controlo de tensão que não funcionou como devia. A maioria das instalações renováveis operava em fator de potência fixo, sem contribuir para a regulação.

Estes serviços eram, durante décadas, um subproduto gratuito da geração térmica e hídrica. Hoje têm de ser especificados e comprados:

• Normas de ligação: o Regulamento (UE) 2016/631 (código de rede RfG), em revisão para incluir requisitos grid-forming; a IEEE 2800-2022 para recursos baseados em inversores na América do Norte; a especificação voluntária grid-forming da AEMO.
• Ativos: compensadores síncronos com volante de inércia, turbinas a gás com embraiagem para operação em modo síncrono e baterias grid-forming. A AEMO coloca estes três ativos no centro do seu Plano de Transição para a Segurança do Sistema 2025.

Um Estado que gasta 29,5 mil M€ num ano a baixar o preço, e muito menos a comprar estabilidade, está a otimizar a variável errada. A física não aceita transferências orçamentais. Ou se paga o serviço, ou se paga o incidente.

Em linguagem simples. Pense numa roda de bicicleta pesada a girar. Se lhe der um toque, quase não abranda; uma roda leve trava logo. As grandes turbinas das centrais térmicas e hídricas são rodas pesadas: guardam energia no próprio movimento e dão ao sistema alguns segundos de tolerância quando algo falha. Os painéis e as baterias não têm roda, a menos que sejam programados para imitar uma, e é isso o grid-forming. A tensão é como a pressão da água na canalização de um prédio: se ninguém a regula, os canos rebentam num andar e no outro não sai água. A 28 de abril de 2025, a «pressão» subiu e os equipamentos foram-se desligando para se protegerem, uns atrás dos outros.

O que funciona

As soluções conhecidas têm um denominador comum: devolvem o custo a quem o causa ou a quem o pode evitar.

1. Sinais locativos. O preço nodal (ERCOT, PJM) ou zonal (países nórdicos, Itália) diz a cada investidor onde o seu MWh vale mais. Na falta deles, o sinal tem de chegar por tarifas de rede diferenciadas ou por leilões com critério locativo.
2. Contratos por diferença bidirecionais. O Regulamento (UE) 2024/1747 impõe que, a partir de 1 de julho de 2027, o apoio direto à nova geração eólica, solar, geotérmica, hídrica sem albufeira e nuclear assuma a forma de CfD bidirecional ou equivalente. O produtor devolve a receita acima do preço de exercício, e a assimetria do prémio de mercado desaparece.
3. Remuneração nula em preço negativo. Elimina o incentivo a produzir quando o sistema paga para que não se produza.
4. Flexibilidade remunerada. Armazenamento, procura flexível e tarifas dinâmicas transformam o perfil de produção num ativo em vez de num custo.
5. Serviços de sistema contratados. Inércia, força do sistema e controlo de tensão especificados e adquiridos, como na Austrália, em vez de presumidos.
6. Planeamento conjunto de geração e rede. O plano espacial estratégico britânico (SSEP) e o ponto de sincronização entre renováveis e rede do plano alemão reconhecem o mesmo princípio: a geração não pode crescer mais depressa do que a rede que a transporta.

Nenhuma destas medidas é gratuita no curto prazo. Todas reduzem o custo sistémico no longo prazo. O subsídio ao preço faz exatamente o contrário.

Em linguagem simples. O contrato por diferença bidirecional é como um acordo com o padeiro: combina-se 1 euro pelo pão durante dez anos. Se o preço do mercado descer para 0,80 €, o cliente acerta a diferença. Se subir para 1,30 €, é o padeiro que devolve os 30 cêntimos. Ninguém ganha com a sorte nem perde com o azar. O sinal locativo funciona como no imobiliário: uma casa perto do metro vale mais, e por isso é aí que se constrói. Na eletricidade, deveria valer mais produzir onde a rede tem capacidade para transportar.

Riscos e pontos únicos de falha

Uma estratégia assente no subsídio ao preço transforma o Orçamento num ponto único de falha do sistema elétrico.

A Tabela 4 mostra que os riscos não são independentes. O sinal anestesiado reduz a flexibilidade. A falta de flexibilidade agrava o congestionamento e o custo EEG. Esse custo volta a pesar no Orçamento. É um ciclo de realimentação positiva, e nenhum engenheiro de controlo aceitaria fechá-lo sem amortecimento.

A linha da cibersegurança merece atenção própria. Quanto mais o sistema depende de recursos distribuídos para ser estável, mais a sua estabilidade depende também da integridade das comunicações que os comandam. A malha elétrica e a malha de dados tornaram-se um único sistema ciberfísico.

Em linguagem simples. Um ponto único de falha é a única ponte que liga uma aldeia ao resto do país: se cai, tudo fica isolado. Quando a estabilidade da fatura depende de um subsídio votado todos os anos, o Orçamento passa a ser essa ponte. O ciclo de realimentação é como um termóstato avariado que, quanto mais frio sente, mais desliga o aquecimento: cada volta agrava a seguinte.

A lição para Portugal

A lição alemã não é «não seguir o modelo». É não repetir o erro de arquitetura que o modelo revelou.

Portugal tem hoje uma vantagem que a Alemanha já não tem: ainda pode desenhar a contabilidade antes de pagar a fatura. O Estudo sobre os Custos Totais do Sistema, lançado pela DGEG, é o instrumento certo, desde que meça o que importa. Três princípios deveriam orientá-lo:

1. Medir pelo custo sistémico, não pelo custo da tecnologia. Cada decisão de expansão deve ser avaliada pelo SLCOE marginal que introduz, com os termos de perfil, rede, equilíbrio e estabilidade quantificados.
2. Responsabilidade integral pelo custo introduzido. É o princípio da proposta de Lei da Responsabilidade Energética Integral (Lei REI), que apresentei à DGEG em maio de 2026, na consulta pública do Estudo sobre os Custos Totais do Sistema: quem acrescenta ao sistema um custo de integração responde por ele, seja pagando-o, seja fornecendo o serviço que o anula.
3. Sincronizar geração, rede e estabilidade. Nenhum leilão de capacidade renovável sem a correspondente capacidade de transporte e sem os serviços de sistema contratados. O 28 de abril de 2025 já nos mostrou o preço da alternativa.

Em linguagem simples. Quem constrói um prédio novo paga a ligação aos esgotos, à água e à estrada, e não deixa essa conta para os vizinhos. A proposta de Lei REI aplica o mesmo princípio à eletricidade. Quem liga ao sistema uma central que obriga a reforçar a rede ou a contratar estabilidade contribui para esse custo, ou fornece ele próprio o serviço, por exemplo com baterias que ajudam a manter a frequência.

A proposta de Lei REI em síntese

A proposta de Lei REI traduz os princípios deste artigo em obrigações concretas para o Sistema Elétrico Nacional (SEN). Foi apresentada à DGEG em maio de 2026, no contributo à consulta pública do caderno de encargos do Estudo sobre os Custos Totais do Sistema, para eventual adoção como diploma ministerial. Não é, à data, direito em vigor.

A Tabela 5 mostra que a proposta não é um princípio abstrato, mas um conjunto de obrigações verificáveis. Lida em conjunto com o roteiro da secção seguinte, a correspondência é direta: o pilar 2 concretiza o passo 1 (medir); os pilares 1 e 3, o passo 2 (imputar); os pilares 4 e 5, o passo 4 (contratar); o pilar 6, o passo 6 (proteger). O pilar 7 dá credibilidade a todos os outros, porque garante que quem mede não é quem cobra.

O pilar 4 merece sublinhado. A proposta não é contra nenhuma tecnologia. A 28 de abril de 2025, também centrais convencionais falharam o controlo de tensão exigido. A responsabilidade segue a causa física, não a cor da tecnologia.

Em linguagem simples. Pense num condomínio. Quem instala um ar condicionado que faz disparar o quadro elétrico do prédio paga o reforço do quadro (pilar 1), e o porteiro que devia vigiar o quadro e não o fez também responde (pilar 4). Cada fração tem o seu contador, para se saber quem gasta o quê (pilar 2), e ninguém pode pôr a sua parte na conta comum (pilar 3). O quadro tem disjuntores de qualidade (pilar 5) e um alarme que avisa em milésimos de segundo (pilar 6). As contas são revistas por um auditor externo, e não pelo eletricista que cobra a obra (pilar 7).

Como se corrige o erro de arquitetura

O erro corrige-se em sete passos, por esta ordem, porque cada um depende do anterior. Retirar o subsídio é o último passo, nunca o primeiro.

A Figura 4 resume a correção numa só linha de leitura. Os seis primeiros passos, a azul, constroem a arquitetura que torna o subsídio desnecessário. O sétimo, a âmbar, é a retirada do subsídio, e só é seguro quando todos os anteriores estão em funcionamento. A direção das setas é a mensagem: inverter a ordem é repetir o erro alemão.

A Tabela 6 detalha cada passo, os instrumentos e o indicador que permite verificar se o passo foi cumprido. A ordem não é indiferente. Sem medir, não se sabe o que imputar. Sem imputar, o sinal de preço não tem conteúdo. Sem serviços contratados e rede sincronizada, retirar o subsídio provoca um choque na fatura e uma reação política que devolve o sistema ao ponto de partida. A Alemanha começou pelo fim: subsidiou primeiro e está agora a tentar medir.

Em linguagem simples. Corrigir o erro é como reorganizar o trânsito de uma cidade que entope todos os dias. Primeiro contam-se os carros em cada rua (medir). Depois decide-se que quem constrói um centro comercial paga a rotunda de acesso (imputar). Instala-se uma portagem que custa mais à hora de ponta (sinalizar). Contratam-se semáforos inteligentes e polícia de trânsito (contratar). Alargam-se as ruas ao mesmo tempo que se constroem os bairros, e não dez anos depois (sincronizar). Protegem-se os semáforos contra quem os queira desligar (proteger). Só então se deixa de pagar o combustível a quem fica parado no engarrafamento (retirar o subsídio). Quem começa pelo último passo apenas troca uma fila paga por uma fila revoltada.

Conclusão

Os 29,5 mil M€ alemães não medem um desastre. Medem uma escolha: pagar com impostos o sintoma em vez de pagar com engenharia a causa. O custo da produção renovável já desceu. O custo da sua integração está a subir mais depressa, e o subsídio ao preço apenas impede que se veja.

Um sistema elétrico não é uma soma de centrais. É uma arquitetura que tem de manter 50 Hz em cada segundo, em cada nó, perante cada incidente. Quem o governa pelo preço do MWh está a olhar para o mostrador e não para a quilha submersa.

«Incompetência» é uma palavra curta. «Erro de arquitetura» é o diagnóstico. E um erro de arquitetura não se corrige com dinheiro. Corrige-se com rigor.

Gaspar do Amaral

Referências anotadas

1. Harici — German government to spend record €29.5 billion on electricity subsidies in 2026 — síntese dos cálculos do IW para o Handelsblatt; origem da Tabela 1.
2. ZfK — EEG-Konto 2025: 16,5 mil M€ de transferência federal — execução de 2025 e efeito da Dunkelflaute no encargo.
3. pv magazine — EEG-Konto schließt 2025 mit Überschuss ab — pagamentos de 18,5 mil M€ e receitas de mercado de 2,25 mil M€.
4. dpa-AFX / Bundesnetzagentur — Netzengpassmanagement 2025 — gestão de congestionamento de cerca de 3,1 mil M€ e quota renovável de 60 % no volume reduzido.
5. ZfK — Redispatch 2025: PV-Abregelung im Verteilnetz — deslocamento do congestionamento para a rede de distribuição.
6. BMWE — Monitoring der Energiewende (setembro de 2025) — relatório EWI/BET e as dez medidas da Ministra Reiche.
7. Modo Energy — Constraints in Great Britain — custos de restrição de 1,9 mil M£ em 2024/25 e projeção para 2030.
8. HSF Kramer — REMA Update: GB zonal pricing rejected — decisão britânica de 10 de julho de 2025.
9. pv magazine — ENTSO-E final report on the Iberian blackout — síntese do relatório final de março de 2026.
10. AEMO — Victorian System Strength Requirement, PADR (abril de 2025) — compensadores síncronos e baterias grid-forming.
11. pv magazine — AEMO 2025 Transition Plan for System Security — estratégia australiana de substituição da inércia síncrona.
12. Regulamento (UE) 2024/1747 (EUR-Lex) — reforma do desenho do mercado elétrico; CfD bidirecionais a partir de julho de 2027.
13. NEA/OCDE (2019) — The Costs of Decarbonisation: System Costs with High Shares of Nuclear and Renewables — quantificação de referência dos custos sistémicos.
14. Ueckerdt, F. et al. (2013), System LCOE: What are the costs of variable renewables?, Energy 63 — definição formal do SLCOE.
15. Hirth, L. (2013), The market value of variable renewables, Energy Economics 38 — efeito de canibalização do valor de mercado.

Ilustrações e tabelas: © Aprecisa.com, com recurso a IA.

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