Ilusão do preço da eletricidade: por que o gás barato não reduzirá sua conta

Mercado de capacidade a partir de 2026: Por que você em breve estará pagando por usinas de energia que nem sequer estão em operação

Alívio apenas a partir de 2030? O grave erro de cálculo na estratégia do gás

A ministra federal da Economia, Katherina Reiche, promete um alívio significativo nos preços da eletricidade para a década de 2030, baseando-se em uma esperança equivocada: o gás importado barato. No entanto, uma análise mais aprofundada do futuro modelo do mercado de energia alemão revela que esse cálculo não se concretizará. Quando as primeiras usinas termelétricas a gás para geração de pico forem licitadas para o chamado mercado de capacidade, a partir de setembro de 2026, a lógica econômica mudará fundamentalmente. Essas usinas ficarão ociosas por cerca de 85% do ano e funcionarão exclusivamente como reservas de emergência. A remuneração não será mais baseada principalmente na eletricidade gerada, mas sim na mera disponibilidade das usinas – um modelo de alto investimento de capital, no qual o preço real do gás se torna uma consideração secundária. Em vez de se beneficiarem com a redução dos custos de combustível, os consumidores residenciais e comerciais enfrentarão a perspectiva de encargos financeiros adicionais substanciais em suas contas de luz devido aos custos fixos de disponibilidade. Embora exemplos internacionais e estudos recentes já tenham comprovado que uma combinação flexível de energias renováveis ​​e armazenamento seria a solução muito mais barata, os formuladores de políticas insistem em um projeto caro e de longo prazo baseado em combustíveis fósseis.

Quando a política se baseia na esperança em vez da física: reservas caras em vez de eletricidade barata – quem paga a verdadeira conta das usinas de energia?

A ministra federal da Economia, Katherina Reiche, em entrevista à Agência de Imprensa Alemã (dpa), expressou uma expectativa que provavelmente decepcionará muitos consumidores: não se espera um alívio significativo nos preços da eletricidade antes da década de 2030. Ela cita explicitamente a importação de gás mais barato, e não a expansão das energias renováveis, como a principal alavanca para a redução dos preços da eletricidade no futuro. Essa declaração foi divulgada pelo serviço de notícias da dpa e, portanto, apareceu, às vezes sem edição, em dezenas de veículos de comunicação, incluindo o Süddeutsche Zeitung, que marcou sua versão como reproduzida integralmente. A principal alegação é a seguinte: quanto mais barato o gás puder ser comprado pelos importadores, menores serão os custos de geração de eletricidade e melhor os consumidores poderão absorver as flutuações de preço.

À primeira vista, essa lógica parece plausível. Leigos que pensam em usinas termelétricas a gás imaginam instalações que queimam gás continuamente para gerar eletricidade, sendo o preço de compra do combustível o maior componente de custo. Nesse cenário, um preço mais baixo do gás teria, de fato, um impacto direto nos custos da eletricidade. O problema: essa visão não se aplica às usinas termelétricas que estão programadas para serem licitadas a partir de setembro de 2026.

Por que uma usina elétrica que mal funciona perturba a lógica dos preços do gás?

A partir de setembro de 2026, o Governo Federal Alemão lançará licitações para novas usinas termelétricas a gás de pico, que serão construídas no âmbito de um mercado de capacidade recém-criado. O primeiro prazo para apresentação de propostas para esse mercado de capacidade é 8 de setembro de 2026, conforme declarado no boletim informativo do Ministério Federal da Economia e Energia. A base legal para isso é a Lei de Garantia da Segurança do Abastecimento de Eletricidade e Fornecimento de Novas Capacidades (StromVKG), aprovada pelo Bundestag em 9 de julho de 2026. O objetivo dessas usinas é claramente definido: elas visam suprir a demanda de eletricidade quando a energia solar, a energia eólica, o armazenamento em baterias e as usinas hidrelétricas de bombeamento forem insuficientes para atender à demanda.

O tempo de operação planejado para essas usinas é de aproximadamente 15% do ano, o que significa que elas ficam ociosas por cerca de 85% do tempo. Essa baixa utilização tem uma consequência econômica crucial: para uma usina que não opera na maior parte do tempo, os custos fixos de investimento para construção e manutenção predominam, enquanto o preço do gás natural se torna uma consideração secundária. O físico e especialista em transformação de energia Mario Buchinger destacou exatamente esse ponto em sua análise da entrevista: os principais custos dessas usinas, chamadas de usinas de carga residual, são incorridos independentemente do número real de horas de operação, pois são custos fixos de investimento, enquanto os custos operacionais contínuos, que incluem o preço do gás natural, desempenham um papel secundário, considerando um tempo de operação de apenas 15% ao ano.

O modelo de pagamento baseado no princípio do corpo de bombeiros

Para entender por que o preço do gás é quase irrelevante para a rentabilidade dessas usinas, vale a pena analisar o modelo de remuneração. O pagamento não se baseia principalmente na quantidade real de eletricidade gerada, mas sim na disponibilidade de fornecimento de energia quando necessário, semelhante ao princípio de um corpo de bombeiros que recebe pagamento mesmo que nenhum incêndio ocorra. Essa forma de remuneração opera por meio de um mecanismo de capacidade ou mercado de capacidade.

O quadro legal para isso já foi detalhado. De acordo com a Lei de Fornecimento de Eletricidade (StromVKG), as operadoras recebem compensação por manterem capacidades como usinas de energia, instalações de armazenamento ou cargas flexíveis em operação, independentemente de essa capacidade ser ou não utilizada. Especificamente, estão previstas inicialmente duas rodadas de leilão de 4,5 gigawatts cada, totalizando nove gigawatts, o que corresponde a aproximadamente 20 usinas de energia. Um leilão adicional de dois gigawatts está agendado para maio de 2027. No geral, o governo alemão planeja capacidades significativamente maiores a médio prazo: um documento interno do governo alemão e da Comissão Europeia menciona um adicional de 21 a 26 gigawatts em 2027, seguido por outro leilão de três a oito gigawatts em 2029. Em conjunto, observadores falam em mais de 40 gigawatts de nova capacidade de usinas termelétricas a gás, o que foi aprovado pelo acordo de princípio com a Comissão Europeia.

Outro detalhe agrava a discrepância entre o anúncio e o impacto econômico: para os dez gigawatts da primeira rodada de licitação, aplica-se um critério de longo prazo, estipulando que as usinas adjudicadas devem ser capazes de fornecer energia em plena capacidade por pelo menos dez horas consecutivas, independentemente de essa capacidade ser efetivamente utilizada na prática. As capacidades devem permanecer disponíveis por um período de 15 anos e estar operacionais até 2031. Os investidores nesse segmento, portanto, calculam principalmente com base em uma garantia de pagamento de 15 anos pela disponibilização da capacidade, e não com a atividade diária de negociação no mercado de gás.

Quem quer que acabe pagando a conta

Os custos deste novo sistema não desaparecerão simplesmente no orçamento nacional, mas serão repassados ​​diretamente para as contas de luz dos consumidores residenciais e comerciais. Até 2032, o governo federal fornecerá inicialmente recursos dos contribuintes para financiar a construção das usinas por meio de um empréstimo, que deverá ser pago após a implementação do mecanismo de capacidade total. A partir de 2032, os consumidores de energia elétrica, tanto residenciais quanto industriais, arcarão com os custos da capacidade reservada, além do preço regular da eletricidade. Além disso, está previsto o estabelecimento de um mercado de capacidade abrangente em 2032, que garantirá a disponibilidade permanente de capacidade controlável suficiente dentro do sistema.

Do ponto de vista jurídico, a granularidade do sistema de faturamento é notável. Todos os fornecedores de capacidade devem pagar ao operador do sistema de transmissão a diferença, multiplicada pela sua produção reduzida, a cada 15 minutos em que o preço do mercado à vista exceder o preço de exercício acordado, independentemente de haver ou não geração de eletricidade. Aqueles que se comprometem a longo prazo também devem cumprir limites mínimos de investimento, como € 201.000 por megawatt de capacidade reservada para um compromisso de sete anos e € 431.000 por megawatt para um compromisso de 15 anos. Esses valores ilustram que este é um esquema de apoio de longo prazo com uso intensivo de capital, cujos custos vão muito além da mera aquisição de combustível.

A seguinte visão geral resume os principais aspectos do mercado de capacidade:

A narrativa das energias renováveis ​​como impulsionadoras de preços

Um padrão recorrente na comunicação pública da Ministra Federal da Economia é a representação implícita das energias renováveis ​​como um fator de custo e determinante de preços no mercado de eletricidade, enquanto o impacto das crises dos combustíveis fósseis nos preços da energia é pouco abordado. No entanto, muitos especialistas veem a eliminação gradual da queima de combustíveis fósseis como uma oportunidade para reduzir a dependência de futuros choques de preços geopolíticos e de mercado. É também importante notar que, na entrevista, ela cita como uma conquista de seu mandato a legalização contínua de sistemas de aquecimento a gás e óleo para consumidores, o que reforça a orientação fundamental da política energética do ministério.

Ao mesmo tempo, já existe uma regulamentação legal que funciona exatamente na direção oposta: a Lei de Pico Solar, em vigor desde fevereiro de 2025, acaba com a compensação por quilowatts-hora não produzidos em sistemas fotovoltaicos quando os preços da eletricidade são negativos. Quem, por um lado, nega às energias renováveis ​​esse mecanismo de compensação já reduzido, enquanto simultaneamente planeja um mecanismo abrangente e altamente subsidiado de capacidade para usinas termelétricas de reserva a combustíveis fósseis, que paga apenas pelo fornecimento, está aplicando critérios diferentes a dois fenômenos de mercado comparáveis. Essa assimetria na regulamentação da política energética levanta a questão de quais critérios são efetivamente utilizados para determinar a elegibilidade para subsídios no sistema energético alemão.

O que os exemplos internacionais demonstram sobre custos e deslocamento de mercado

Um contra-argumento fundamental à narrativa oficial vem de comparações internacionais. Na Califórnia e na Espanha, já podemos observar como a combinação de energias renováveis ​​e armazenamento em baterias está substituindo cada vez mais as usinas termelétricas a gás no mercado, simplesmente porque essa combinação é mais rentável em muitas situações operacionais. Essa dinâmica de mercado contradiz a premissa fundamental de que o gás importado mais barato é o fator decisivo para a redução dos preços da eletricidade. Em vez disso, a experiência internacional sugere que a expansão acelerada da energia solar, da energia eólica e das tecnologias de armazenamento seria a abordagem mais eficaz e, a longo prazo, mais rentável.

Para o contexto alemão, o Instituto Fraunhofer de Sistemas de Energia Solar (Fraunhofer ISE) fornece uma base científica detalhada. Em um estudo publicado em junho de 2026 sobre a transformação economicamente otimizada do sistema energético alemão até 2045, os autores calcularam como um sistema energético precisaria ser para garantir simultaneamente segurança contínua de abastecimento, alta resiliência a interrupções e custos transparentes e compreensíveis. Nesse modelo, o papel da capacidade de reserva não é desempenhado principalmente por novas usinas termelétricas a gás, mas sim por uma combinação de usinas de biogás, cogeração (CHP) e diversas tecnologias de armazenamento, que servem como a espinha dorsal para a cobertura da carga residual. Uma análise complementar dessa pesquisa do Fraunhofer resume sucintamente a mensagem central: uma mudança sistêmica no curso da transição energética já é técnica e economicamente viável; o único fator crucial é a vontade política para implementá-la.

A estratégia para usinas de energia como um projeto político de longo prazo

A história do atual processo de licitação remonta a um período consideravelmente anterior à recente entrevista da ministra. Mesmo antes de Katherina Reiche assumir o cargo, o governo alemão já havia adotado pontos-chave de uma estratégia para usinas de energia, concebida para incentivar a construção de novas usinas termelétricas a gás com capacidade para geração de hidrogênio e outras tecnologias para geração de eletricidade despachável. Originalmente, o plano era licitar novas capacidades despacháveis ​​de dez gigawatts, complementadas por incentivos adicionais para a transição para o hidrogênio, totalizando dois gigawatts até 2040 e outros dois gigawatts até 2043. Um prazo vinculativo se aplica a todas as usinas construídas sob essa estratégia: elas devem ser totalmente descarbonizadas, ou seja, operadas de forma neutra em carbono, até 2045, no máximo.

O cronograma sofreu repetidos atrasos na sua implementação prática. Embora a ministra inicialmente desejasse iniciar os primeiros concursos em 2025, especialistas em políticas públicas do seu próprio partido, a CDU/CSU, consideraram isso irrealista e, em vez disso, definiram como meta o primeiro trimestre ou o primeiro semestre de 2026. A Agência Federal de Redes, por sua vez, salientou que poderiam decorrer vários meses entre a aprovação da legislação subjacente e o primeiro concurso efetivo. Só em janeiro de 2026 foi alcançado um acordo de princípio com a Comissão Europeia relativamente à conformidade do projeto com as regras de auxílio estatal, embora o procedimento formal de auxílio estatal ainda não estivesse concluído nessa altura. Apenas centrais elétricas a gás natural recém-construídas são elegíveis para a primeira ronda de concursos; as centrais existentes não podem participar neste leilão inicial. As centrais elétricas a carvão são o único tipo de central elétrica categoricamente excluído, sendo o concurso formalmente neutro em termos de tecnologia.

Merece destaque também a distribuição regional planejada para as novas usinas. Um terço das usinas será construído no norte da Alemanha, região conhecida como "norte" em termos de tecnologia de rede, enquanto dois terços estão planejados para o sul do país, para o qual um chamado bônus de rede serve como mecanismo de direcionamento. Esse foco regional no sul da Alemanha provavelmente está relacionado ao fato de que a Renânia do Norte-Vestfália e outros estados do oeste alemão devem eliminar completamente suas usinas termelétricas a carvão existentes na década de 2030, assim que houver capacidade suficiente para atender à demanda de pico.

Enquadramento como estratégia política e seus limites

A estratégia de comunicação da Ministra Federal da Economia revela um padrão recorrente: ela se posiciona como a primeira autoridade a promover uma maior integração das energias renováveis ​​no mercado, enquanto ignora amplamente regulamentações existentes, como a Lei de Energia Solar de Pico, em sua apresentação pública. Observadores críticos, como a equipe editorial do Top Agrar, já classificaram explicitamente a alegação de alívio no preço da eletricidade por meio do gás mais barato como enganosa em suas reportagens. Também parece provável que parte da justificativa para contratos de fornecimento de gás de longo prazo, como o firmado pela empresa de energia Uniper logo após a entrevista, atenda principalmente a interesses comerciais e geopolíticos de proteção contra riscos, e esteja menos baseada em um modelo de preços transparente e voltado para o consumidor.

A objeção metodológica decisiva ao argumento do ministro, contudo, não reside nas motivações políticas, mas na simples estrutura econômica das usinas em questão. Uma usina que permanece ociosa 85% do tempo e cuja remuneração se baseia principalmente em um prêmio fixo de disponibilidade dificilmente poderá melhorar sua rentabilidade por meio de um preço de compra de combustível mais baixo, visto que o combustível desempenha um papel secundário no cálculo geral. Contratos de longo prazo para fornecimento de gás com países como o Catar ou o Canadá podem ser sensatos por razões de segurança de abastecimento e diversificação geopolítica. No entanto, como argumento para uma redução significativa nas contas de luz das famílias alemãs nos próximos anos, essa justificativa não se sustenta diante da lógica econômica inerente ao mercado de capacidade planejado.

O que isso significa para o debate sobre energia acessível na Alemanha?

A verdadeira questão que surge desta análise não é tanto se a Alemanha precisa de novas centrais elétricas despacháveis ​​nos próximos anos, mas sim qual tecnologia seria a mais rentável para assumir esse papel de reserva. O estudo do Fraunhofer ISE sugere que uma combinação de biogás, cogeração (CHP) e vários métodos de armazenamento, dentro de um sistema global otimizado em termos de custos, poderia desempenhar um papel significativamente maior do que o atual foco político em novas centrais a gás natural sugere. Para investidores, operadores de rede e, em última instância, consumidores privados, uma análise transparente e neutra em relação à tecnologia, que relacione custo-benefício com a energia elétrica, seria mais útil do que a comunicação pública que se baseia principalmente nos preços do gás como explicação para a evolução futura dos preços da eletricidade.

Até que o mercado de capacidade esteja totalmente operacional em 2032 e posteriormente, os custos de construção dessas novas capacidades de reserva serão gradualmente repassados ​​às contas de luz dos consumidores. Resta saber se e em que medida a queda nos preços de compra do gás proporcionará um alívio significativo, dada a estrutura de custos descrita, com custos de fornecimento predominantemente fixos e poucas horas de operação. Portanto, quem busca previsões confiáveis ​​sobre os preços futuros da eletricidade deve se concentrar menos em declarações individuais em entrevistas e mais na estrutura das condições do leilão, no nível dos prêmios de capacidade e no ritmo de integração de alternativas mais econômicas, como energias renováveis, armazenamento e cogeração, ao sistema.