Grande reversão de subsídios após duras críticas à Lei de Fontes de Energia Renovável (EEG): Ministro da CDU agora planeja enormes taxas de custos para usinas termelétricas a gás – Imagem: Xpert.Digital
Bilhões em taxas planejadas: como o governo está repentinamente usando nossos bilhões para resgatar usinas de energia movidas a combustíveis fósseis e como os preços da eletricidade podem subir
O retorno da sobretaxa de eletricidade: por que em breve todos teremos que pagar por usinas de energia ociosas
Até 435 bilhões de euros: a armadilha de custos ocultos no novo plano de eletricidade do governo
A política energética alemã enfrenta uma mudança paradigmática notável – e uma flagrante contradição política. A Ministra Federal da Economia, Katherina Reiche (CDU), planeja introduzir um chamado mercado de capacidade, que subsidiará a construção de novas usinas termelétricas a gás com bilhões de euros em financiamento estatal. Cidadãos e empresas arcarão com os custos por meio de uma nova taxa sobre os preços da eletricidade. Ironicamente, o mesmo partido que durante anos denunciou a histórica sobretaxa da EEG como uma alocação dispendiosa de recursos e um símbolo de subsídios estatais excessivos, agora recorre exatamente ao mesmo instrumento para financiar usinas termelétricas de reserva controladas por combustíveis fósseis. Consumidores e o já pressionado setor industrial enfrentam a ameaça de custos adicionais gigantescos, de até 435 bilhões de euros, nas próximas décadas. Este projeto é uma amarga necessidade da política energética para garantir o abastecimento durante a transição energética – ou simplesmente uma política hipócrita de interesses particulares? Uma análise detalhada revela o que está por trás da planejada "Lei de Segurança e Capacidade de Abastecimento de Eletricidade", por que a questão dos custos é inevitável e quais encargos financeiros realmente enfrentaremos no futuro.
Quando o crítico se torna o perpetrador – a contradição política no cerne da política energética
Usinas termelétricas a gás com recursos do Estado: a nova taxa de eletricidade e o discurso sobre subsídios na República
A ministra federal da Economia, Katherina Reiche (CDU), planeja financiar a construção de novas usinas termelétricas a gás na Alemanha por meio de uma taxa sobre os preços da eletricidade – um mecanismo cuja estrutura é surpreendentemente semelhante à sobretaxa EEG, que ela e seu partido criticaram durante anos como um símbolo de subsídios estatais excessivos para energias renováveis. A pergunta que economistas, formuladores de políticas energéticas e um público cada vez mais exigente fazem é: trata-se de hipocrisia, uma necessidade da política energética ou simplesmente o resultado inevitável de um sistema elétrico que não oferece soluções gratuitas?
O projeto em detalhes: Uma nova lei, um novo fardo
O Ministério Federal da Economia e Energia iniciou consultas internas do governo sobre a chamada "Lei de Segurança e Capacidade de Abastecimento de Eletricidade". O cerne dessa lei é a introdução de um mercado de capacidade por meio do qual novas capacidades de geração de eletricidade despacháveis serão licitadas e subsidiadas pelo governo. No início de 2026, o governo alemão chegou a um acordo com a Comissão Europeia sobre os pontos-chave de uma estratégia para usinas de energia. De acordo com esse acordo, licitações para um total de doze gigawatts de nova capacidade despachável serão lançadas em 2026 – dez gigawatts dos quais são designados como capacidades de longo prazo, que devem fornecer eletricidade continuamente por um período prolongado, o que significa, na prática, que usinas termelétricas a gás serão utilizadas.
Outros dois gigawatts serão licitados de forma tecnologicamente neutra, permitindo a consideração de soluções de armazenamento em baterias ou outras soluções de flexibilidade. As novas usinas deverão ser conectadas à rede até 2031, no máximo, e garantir o fornecimento de energia por um período de quinze anos. Todas as usinas subsidiadas deverão operar de forma neutra em carbono após 2045 – por meio da conversão para hidrogênio, para a qual estão previstos contratos por diferença.
O financiamento deste sistema será obtido através de uma taxa sobre o preço da eletricidade, que será suportada pelos consumidores. O Ministério Federal da Economia e Energia declarou, em resposta a uma consulta, que "o valor da taxa ainda não pode ser estimado". A taxa deverá ser introduzida por lei em 2027 e cobrada a partir de 2031. Em considerações anteriores, o próprio Ministério havia sugerido um valor em torno de dois centavos por quilowatt-hora.
O que está por trás do mercado de capacidade?
O mercado de eletricidade alemão tem se baseado, até agora, no chamado mercado de energia pura (EOM): os operadores de usinas elétricas são remunerados apenas pela eletricidade que geram e injetam na rede. Uma usina pronta, mas não em operação, não gera receita. Esse modelo funciona em condições convencionais, mas atinge seus limites à medida que o mercado de eletricidade se torna cada vez mais dominado por energias renováveis, cujos custos marginais são próximos de zero.
As centrais termoelétricas a gás, que servem como capacidade de reserva para períodos de baixa geração de energia solar e eólica, idealmente operam apenas alguns dias por ano. Em condições normais de mercado, sua operação simplesmente não é lucrativa. Um investidor que constrói uma central termoelétrica a gás que só entra em operação em raros dias extremos não consegue recuperar seus custos de capital apenas por meio do mercado de energia. É exatamente aí que entra o mercado de capacidade: ele compensa não apenas a quantidade de eletricidade gerada, mas também a simples manutenção da capacidade. Os operadores recebem um pagamento organizado pelo governo por estarem prontos para operar – independentemente de efetivamente gerarem eletricidade.
O processo de licitação é concebido como um leilão: os operadores de centrais elétricas competem entre si. Quem apresentar a proposta mais baixa recebe o subsídio. Este modelo existe de forma semelhante na Grã-Bretanha, Bélgica, Itália, Irlanda e Polónia, países que introduziram mercados de capacidade centralizados. A França, por outro lado, tentou uma abordagem descentralizada, que, segundo estudos, se mostrou menos eficaz.
A dimensão do custo: centenas de bilhões como preço do sistema
As implicações financeiras do mercado de capacidade planejado são consideráveis. A Associação Alemã de Novas Indústrias de Energia (bne) calculou, com base em estimativas do Ministério Federal da Economia e Energia e nos cenários de consumo de eletricidade do relatório oficial de monitoramento, que um mercado de capacidade centralizado acarretaria custos de taxas entre 340 e 435 bilhões de euros ao longo de duas décadas – uma soma equivalente a todo o orçamento federal alemão.
Esses números parecem abstratos até que sejam analisados em detalhes para residências específicas: uma taxa de capacidade de dois centavos por quilowatt-hora se traduz em um ônus adicional de cerca de 80 euros por ano para uma residência média de quatro pessoas com um consumo anual de 4.000 quilowatts-hora. Para empresas industriais com alto consumo de energia, a escala é drasticamente maior: uma empresa com uma demanda anual de eletricidade de 100 gigawatts-hora teria que arrecadar aproximadamente dois milhões de euros a mais. Isso atinge um setor que já sofre com os altos preços da energia mais uma vez.
Além disso, as tarifas de eletricidade atuais já são substanciais. Para os consumidores finais, a tarifa total de eletricidade em 2026 será de 2,946 centavos por quilowatt-hora, um aumento de 11,13% em comparação com o ano anterior. A tarifa de cogeração, por si só, subiu de 0,277 para 0,446 centavos por quilowatt-hora, um aumento de mais de 61%. Portanto, a introdução de outra tarifa de capacidade não seria um esforço inútil, mas sim um acréscimo a um ônus já existente.
A sobretaxa do EEG: o precedente histórico que ninguém quer citar
Para entender a sensibilidade política do debate atual, vale a pena analisar o histórico da sobretaxa EEG. Com a Lei de Fontes de Energia Renovável (EEG) de 2000, foi introduzido um mecanismo que financiava a expansão das energias renováveis não por meio de subsídios públicos, mas sim por meio de uma sobretaxa no preço da eletricidade. Essa chamada sobretaxa EEG era um valor recalculado anualmente e apresentado separadamente na conta de luz.
A sobretaxa aumentou consideravelmente ao longo dos anos: de 1,33 cêntimos por quilowatt-hora em 2009, subiu para 6,24 cêntimos em 2014 – um aumento de cinco vezes. Entre 2017 e 2021, oscilou entre 6,40 e 6,88 cêntimos por quilowatt-hora. Para uma família típica, a sobretaxa da EEG, por si só, representava um custo anual de 180 euros ou mais. Somando todos os subsídios e custos de sistema gastos na transição energética entre 2000 e 2021, os custos diretos totais ascendem a pelo menos 476 mil milhões de euros, dependendo do método de cálculo; as estimativas mais pessimistas ultrapassam os 1 bilião de euros.
Em vista da disparada dos preços da energia, a sobretaxa EEG foi reduzida a zero antes do previsto, em 2022. O Bundestag alemão decidiu aboli-la completamente em 1º de julho de 2022, com o objetivo de proporcionar um "alívio significativo para os consumidores". Com a Lei de Financiamento da Energia, que entrou em vigor em 1º de janeiro de 2023, a sobretaxa foi formalmente abolida. No entanto, a promoção de energias renováveis não terminou; apenas deixou de ser visível para os consumidores: em vez de constar nas faturas de eletricidade, passou a ser financiada pelo Fundo para o Clima e a Transformação (KTF), um fundo federal especial. A abolição da sobretaxa EEG representou, na época, uma redução imediata de € 6,6 bilhões nos preços da eletricidade.
A constatação crucial: os custos não desapareceram. Eles foram simplesmente transferidos da parte visível da conta de luz para a parte invisível das finanças públicas.
A contradição política: os ricos divididos entre as críticas e a prática de subsídios
Aqui reside o cerne da contradição política que torna este debate tão explosivo. Como Ministra da Economia, Katherina Reiche assumiu uma posição clara sobre o apoio estatal às energias renováveis: os subsídios devem ser sistematicamente reduzidos. A tarifa de incentivo prevista na Lei das Fontes de Energia Renovável (EEG) para pequenas instalações solares com menos de 25 quilowatts será abolida. Seu argumento: "Instalações economicamente viáveis por si só não precisam de subsídios permanentes do público em geral". Os subsídios existentes devem ser revistos, e o foco deve ser no mercado, na diversidade tecnológica e na inovação.
Ao mesmo tempo, o mesmo ministro planeja subsidiar a construção de usinas termelétricas a gás com bilhões de euros em auxílio estatal, que seriam arcados pelo público em geral por meio de uma taxa sobre os preços da eletricidade. A Comissão Europeia precisa aprovar explicitamente esse subsídio, pois ele constitui auxílio estatal. O próprio Ministério Federal da Economia e Energia sugeriu uma taxa de dois centavos por quilowatt-hora como possível valor – quantias estruturalmente semelhantes à sobretaxa histórica da EEG (Elétrica de Emissão de Energia).
As críticas foram imediatas: partidos de esquerda e verdes acusam Reiche de implementar políticas que visam unicamente os interesses da indústria do gás. A Federação Alemã de Energias Renováveis descreve a atuação de Reiche como "mais um ataque às energias renováveis". A organização ambientalista BUND fala em "mais um golpe contra a transição energética". E a empresa de energia 1KOMMA5° apresentou uma queixa à Comissão Europeia, por considerar os subsídios para usinas termelétricas a gás como práticas anticoncorrenciais.
O que é um subsídio e o que não é? Um esclarecimento econômico
A questão de saber se a taxa de capacidade planejada constitui um subsídio não é meramente acadêmica, mas tem consequências políticas e jurídicas de grande alcance. De uma perspectiva econômica, um subsídio é qualquer forma de assistência financeira governamental que altera um preço de mercado, incentiva investimentos que o mercado não faria por si só ou proporciona vantagens a agentes que não surgiriam sem a intervenção do governo.
De acordo com essa definição, a taxa de capacidade planejada é claramente um subsídio: ela compensa os operadores de usinas elétricas pela manutenção de capacidades que não seriam lucrativas em condições normais de mercado. A Comissão Europeia, portanto, a considera um auxílio estatal e deve aprovar o projeto. Segundo a regulamentação europeia, os mecanismos de apoio à capacidade só são permitidos se for possível demonstrar que são necessários e adequados para a segurança do abastecimento.
A diferença em relação à sobretaxa EEG é estruturalmente mínima: ambos os instrumentos são taxas sobre o preço da eletricidade, financiadas pelo consumo, e incentivam investimentos em tecnologias específicas que não seriam economicamente viáveis sem esse incentivo. A sobretaxa EEG foi concebida para energias renováveis; a nova sobretaxa de capacidade destina-se principalmente a centrais termoelétricas a gás. O princípio básico – subsídio cruzado organizado pelo Estado através do preço da eletricidade – é idêntico.
Uma diferença fundamental, contudo, reside na transparência: durante anos, a sobretaxa EEG era apresentada como um item separado na fatura de eletricidade e era visível a todos os consumidores. A nova sobretaxa de capacidade está inserida numa estrutura de sobretaxas já opaca, que até 2026 será composta por três componentes diferentes. Além disso, a sobretaxa EEG foi efetivamente abolida e substituída por verbas orçamentais, enquanto a nova sobretaxa é adicionada diretamente à fatura de eletricidade – precisamente a abordagem considerada politicamente inaceitável para a sobretaxa EEG.
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O cerne desse avanço tecnológico reside no afastamento deliberado da montagem convencional com grampos, padrão há décadas. O novo sistema de montagem, mais rápido e econômico, aborda essa questão com um conceito fundamentalmente diferente e mais inteligente. Em vez de fixar os módulos em pontos específicos, eles são inseridos em um trilho de suporte contínuo com formato especial, sendo mantidos firmemente no lugar. Esse design garante que todas as forças – sejam cargas estáticas da neve ou cargas dinâmicas do vento – sejam distribuídas uniformemente por toda a extensão da estrutura do módulo.
Mais informações aqui:
Geração de energia a gás versus armazenamento: quem se beneficia do novo mercado de capacidade? € 340–435 bilhões até 2050? Os custos ocultos da taxa de capacidade
O argumento da segurança do abastecimento: necessidade ou pretexto?
Os defensores do mercado de capacidade argumentam que a segurança do abastecimento é uma responsabilidade pública, legitimando o financiamento governamental. A participação das energias renováveis no consumo de eletricidade na Alemanha foi de cerca de 53% no primeiro trimestre de 2026. A projeção é de que esse percentual suba para 80% até 2030. Com o aumento da participação de fontes voláteis, como a eólica e a solar, a necessidade de capacidades despacháveis que possam entrar em ação durante períodos de baixa geração de energia eólica e solar inevitavelmente aumenta.
Atualmente, a Alemanha possui aproximadamente 35,6 gigawatts de capacidade instalada de gás natural. Uma usina termelétrica a gás moderna fornece entre 500 e 800 megawatts de energia, dependendo do seu projeto. O planejamento de até doze gigawatts de nova capacidade despachável – dez dos quais seriam usinas termelétricas a gás – parece tecnicamente justificável à luz da eliminação gradual do carvão e das metas climáticas.
A questão crucial, no entanto, não é se, mas como essas capacidades serão adquiridas e financiadas. Os críticos do mercado de capacidade apontam que licitações tecnologicamente neutras, que também incluem armazenamento em baterias, soluções de resposta à demanda e outras opções de flexibilidade, poderiam ser significativamente mais baratas. Um estudo da Frontier Economics calculou que o armazenamento em baterias poderia reduzir a necessidade de usinas termelétricas a gás em até nove gigawatts — com economias substanciais nos custos de construção e operação, bem como uma redução nas emissões de CO₂ de até 6,2 milhões de toneladas. O desenho do mercado de capacidade, que efetivamente reserva dez dos doze gigawatts para usinas termelétricas a gás, pode, portanto, ser justamente criticado por seu viés tecnológico.
Experiências internacionais: o que a Europa nos ensina
A Alemanha não é o primeiro país a introduzir um mercado de capacidade. A Grã-Bretanha lançou um mercado de capacidade centralizado em 2014, e a Bélgica, a Irlanda, a Itália e a Polônia seguiram com modelos semelhantes. A França foi o único país europeu a optar inicialmente por uma abordagem descentralizada, mas a experiência operacional a partir de 2017 mostrou que esta era menos eficaz, o que tornou necessária a adição de mecanismos centralizados.
A experiência desses países demonstra que os mercados de capacidade podem, em princípio, funcionar para garantir a segurança do abastecimento, mas um projeto bem elaborado é crucial para evitar alocações incorretas e custos desnecessários. Particularmente crítica é a questão do fator de redução de capacidade (nota: termo técnico para avaliação realista da disponibilidade) – ou seja, a avaliação realista da capacidade que está efetivamente disponível quando necessário – bem como a prevenção de excessos de capacidade, que elevam desnecessariamente os custos para os consumidores.
Uma crítica fundamental à proposta alemã é que o critério de longo prazo de dez horas de fornecimento ininterrupto de eletricidade é, na prática, direcionado a usinas termelétricas a gás e desfavorece estruturalmente o armazenamento de energia e outras soluções de flexibilidade. Assim, a abordagem alemã se configura mais como uma ferramenta de controle tecnológico do que como uma verdadeira competição por capacidade.
A mudança sistêmica: do mercado de energia pura para o mercado de capacidade
A introdução de um mercado de capacidade não se resume ao financiamento de usinas individuais, mas representa uma mudança paradigmática fundamental na estrutura do mercado de eletricidade alemão. Até então, o mercado de eletricidade alemão era concebido explicitamente como um mercado exclusivamente de energia, no qual as forças de mercado determinavam as decisões de investimento. Os mercados de capacidade, por outro lado, são organizados pelo Estado e substituem o mecanismo de mercado pelo planejamento governamental.
Para um país cuja identidade econômica se baseia fortemente em seu compromisso com a economia social de mercado, este passo é notável. A ironia reside no fato de ser um ministro da Economia da CDU, que defende retoricamente o liberalismo de mercado e menos subsídios, quem está dando este passo em direção a um maior planejamento estatal. Em sua forma mais pura, o mercado de capacidade é a antítese de um instrumento baseado no mercado: ele substitui o preço como sinal orientador por licitações estatais e remuneração garantida.
A transição de um mercado baseado exclusivamente em energia para um mercado baseado em capacidade tem sua própria lógica, que transcende preferências políticas. Com uma meta de participação de 80% para energias renováveis e a queda dos preços no atacado devido aos baixos custos marginais da energia eólica e solar, o mercado baseado exclusivamente em energia perde sua função de incentivo para o investimento em capacidade despachável. O problema fundamental é sistêmico e não uma invenção política de Reiche – mas a solução reside em uma escolha política.
Comparação: Sobrecarga de EEG e sobrecarga de capacidade em contraste
É possível identificar com precisão os paralelos e as diferenças estruturais entre a sobretaxa de EEG e a sobretaxa de capacidade planejada:
| recurso | Sobretaxa de EEG (até 2022) | Taxa de capacidade planejada |
|---|---|---|
| Propósito | Promoção de energias renováveis | Promover a segurança do abastecimento (usinas termelétricas a gás) |
| Método de financiamento | Sobretaxa na conta de eletricidade | Sobretaxa nas contas de eletricidade (a partir de 2031) |
| Objeto da remuneração | Quantidade de eletricidade injetada na rede (tarifa de injeção) | Serviço prestado (compensação de capacidade) |
| Preferência tecnológica | Energia renovável | Usinas de energia movidas principalmente a gás |
| Altitude (pico de carga) | Até 6,88 ct/kWh (2017) | Aproximadamente 2 centavos/kWh (estimativa) |
| Lei da UE sobre auxílios estatais | Sim, é necessário obter uma licença | Sim, é necessário obter uma licença |
| transparência | Discriminado separadamente na conta de luz | Incorporado em uma estrutura de distribuição |
| Componente de planejamento estadual | Alto (remuneração com preço fixo) | Alto (processo de leilão) |
| Perspectiva de custos a longo prazo | Custos diretos de aproximadamente € 476 bilhões até 2021 | Projeções indicam um valor entre 340 e 435 bilhões de euros até 2050 |
A tabela ilustra que ambos os instrumentos são taxas estatais que subsidiam tecnologias específicas. Após sua abolição, a taxa EEG foi criticada por ser muito cara e pouco orientada para o mercado. A taxa de capacidade planejada compartilha as mesmas características estruturais.
Política fiscal, fundos especiais e a questão da honestidade fiscal
Outro aspecto que complica o debate é o contexto fiscal. A sobretaxa EEG não foi abolida em 2022/2023 porque os subsídios para energias renováveis terminaram, mas sim porque o seu financiamento foi transferido para o fundo especial do Fundo para o Clima e a Transformação (KTF). O KTF foi dotado de aproximadamente 180 mil milhões de euros e destinava-se, entre outras coisas, a financiar a abolição da sobretaxa EEG. Os consumidores deixaram, portanto, de ver a sobretaxa nas suas faturas de eletricidade – mas os custos continuaram a ser cobertos com o dinheiro dos contribuintes.
Após a decisão do Tribunal Constitucional Federal sobre o freio da dívida e a consequente crise orçamentária para a coligação governamental, os fundos destinados ao KTF (Fundo de Transparência de Kiel) foram significativamente reduzidos. O governo federal sob a liderança de Friedrich Merz enfrenta o problema de que grandes projetos de investimento – usinas termelétricas a gás, infraestrutura e transformação energética – não podem mais ser financiados arbitrariamente por meio de fundos especiais. A nova taxa sobre os preços da eletricidade é, portanto, também uma resposta orçamentária ao freio da dívida: o que o Estado não pode mais gastar diretamente, financia por meio de taxas obrigatórias que não são formalmente consideradas despesas governamentais.
Do ponto de vista econômico, essa não é uma distinção trivial. Uma taxa sobre o preço da eletricidade é um encargo obrigatório que afeta todos os consumidores de eletricidade, independentemente de sua condição financeira. Seu efeito distributivo é regressivo: as famílias mais pobres, que gastam uma proporção maior de sua renda com energia, são oneradas proporcionalmente mais do que as mais ricas. O financiamento direto às famílias poderia, pelo menos teoricamente, ser tornado mais equilibrado socialmente por meio de uma tributação progressiva. Do ponto de vista da justiça social, o retorno à taxa representa, portanto, um retrocesso.
Entre o mercado e o Estado: a verdade sobre a política energética que nenhum partido quer ouvir
A resposta honesta em termos de política energética à questão de saber se a taxa de capacidade constitui um subsídio é: Sim, inequivocamente. E trata-se de um subsídio que se torna necessário pelas mesmas razões estruturais que tornaram necessária a taxa EEG – porque o mercado da eletricidade, por si só, não proporciona incentivos de investimento suficientes para capacidades socialmente desejáveis, mas economicamente inviáveis.
A diferença reside no fato de que a sobretaxa EEG promoveu tecnologias que inicialmente exigiam financiamento inicial e que agora são amplamente competitivas sem subsídios. As usinas fotovoltaicas e eólicas já completaram suas curvas de aprendizado; os custos caíram drasticamente. As usinas termelétricas a gás, por outro lado, que operam apenas alguns dias por ano e servem como reserva durante períodos de baixa produção eólica e solar, permanecerão estruturalmente dependentes de subsídios governamentais – porque seu modelo de negócios não se baseia na operação em plena carga, mas na disponibilidade. O subsídio, portanto, não é uma fase de maturidade do mercado, mas um componente permanente do sistema.
Essa constatação põe fim a qualquer inocência ideológica na política energética alemã. Não existe segurança energética gratuita. Quem deseja ambas as coisas – a eliminação gradual do carvão e da energia nuclear e um fornecimento de eletricidade confiável mesmo durante períodos de baixa produção eólica e solar – deve pagar por isso. As únicas questões são quem paga e com que transparência isso será feito. Aqueles que condenam os subsídios governamentais para energias renováveis como subsídios e defendem os subsídios governamentais para usinas termelétricas a gás como um instrumento para a segurança do abastecimento estão argumentando politicamente, não economicamente.
Previsões e perspectivas: O que o futuro reserva para os consumidores e a indústria?
O impacto financeiro imediato sobre as famílias e a indústria dependerá da estrutura do mercado de capacidade. Com uma taxa de dois centavos por quilowatt-hora, uma família de quatro pessoas com um consumo anual de 4.000 quilowatts-hora pagaria aproximadamente 80 euros a mais por ano. As indústrias com alto consumo energético, que já sofrem consideravelmente com os preços da energia na Alemanha, teriam que arrecadar aproximadamente dois milhões de euros a mais por cada 100 gigawatts-hora de consumo anual.
A longo prazo, a Associação Alemã de Novas Indústrias de Energia (BNE) calculou custos totais entre € 340 bilhões e € 435 bilhões ao longo de duas décadas. Esses números tornam transparentes, pela primeira vez, os custos estruturais associados a um mercado de capacidade centralizado. Em comparação, o total de subsídios do EEG até 2021 custou aproximadamente € 476 bilhões diretamente. O novo mercado de capacidade operaria em escala semelhante, mas para uma tecnologia diferente.
Os concursos estão previstos para começar em 2026, com as centrais elétricas conectadas à rede até 2031. Um novo processo licitatório para um mecanismo abrangente de capacidade está planejado para começar a partir de 2027, entrando em vigor em 2032. A Alemanha está, portanto, entrando definitivamente na era do planejamento do mercado de eletricidade organizado pelo Estado – e fazendo isso com um governo que está programaticamente comprometido com o mercado. Isso não é uma contradição na prática, mas sim na retórica.
Considerações finais: A gramática dos subsídios
Os subsídios têm uma história peculiar na política energética alemã. Quando o governo de coligação anterior aboliu a sobretaxa EEG, a medida foi celebrada como um alívio – embora os custos tenham sido apenas transferidos. Agora, quando o novo governo federal planeia uma sobretaxa de capacidade, esta é apresentada como um investimento na segurança do abastecimento – embora seja estruturalmente o mesmo instrumento.
O ponto crucial não é se alguém prefere usinas termelétricas a gás ou energias renováveis – esse é um debate legítimo sobre política energética. O ponto crucial é a consistência da argumentação. Aqueles que criticam os subsídios governamentais para energias renováveis como distorções de mercado não podem, então, apresentar os subsídios governamentais para usinas termelétricas a gás como parte natural de uma economia de mercado. Ambos são subsídios. Ambos são justificados pela mesma lógica: sem incentivos governamentais, investimentos socialmente desejáveis não serão feitos em escala suficiente.
A gramática dos subsídios permanece a mesma, mesmo que o vocabulário mude. E os consumidores pagarão – seja através das suas contas de eletricidade, do orçamento federal, ou de ambos. A declaração mais honesta que a política energética alemã poderia fazer atualmente é: a segurança do abastecimento custa dinheiro, e alguém tem que pagar por isso. Todo o resto é retórica política.
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