Barato, limpo e seguro? Os quatro principais mitos da transição energética alemã – uma análise dos fatos

Ilusão do preço da eletricidade: por que a energia eólica e solar são baratas – e ainda assim pagamos mais

Por quase um quarto de século, os alemães têm sido convencidos da importância da transição energética com a mesma mensagem: é limpa, os tornará independentes, reduzirá custos e o fornecimento de energia permanecerá seguro. Mas será que esse grande experimento histórico — a transformação completa de um país altamente industrializado em uma rede energética dependente de fontes meteorológicas — resiste à realidade física e econômica? Uma análise rigorosa, livre de disputas ideológicas, revela um cenário completamente diferente. Dos custos exorbitantes da rede elétrica e dos fatores ocultos que influenciam os preços da eletricidade à nova e perigosa dependência das cadeias de suprimentos chinesas e à grande ilusão em torno do armazenamento de energia em baterias: a discrepância entre o otimismo político e os dados concretos nunca foi tão grande. Este artigo faz um balanço e revela por que o verdadeiro problema da transição energética não são seus objetivos ambiciosos, mas sim seu projeto fundamentalmente falho. Uma análise essencial para quem deseja entender quem realmente arcará com os custos do sistema energético do futuro.

Por que as mais belas afirmações sobre energia limpa, barata e segura falharam durante 25 anos devido à física, à economia e à geopolítica?

Desde a aprovação da Lei de Fontes de Energia Renovável em 2000, a transição energética da Alemanha tem sido comunicada num tom muito específico. É limpa, torna-nos independentes, será mais barata e o fornecimento de energia está garantido. Por mais de um quarto de século, essas quatro frases formaram a espinha dorsal retórica de uma transformação historicamente única em sua escala: uma nação industrial altamente desenvolvida, com um consumo de energia primária de cerca de 3.200 terawatts-hora e uma cadeia de valor voltada para a exportação, está convertendo todo o seu sistema energético para geração dependente das condições meteorológicas. Isso não é um detalhe político, mas um experimento macroeconômico em larga escala com implicações para a competitividade, a distribuição, as finanças públicas e a balança comercial.

A integridade econômica exige uma distinção entre três categorias: afirmações que resistem ao escrutínio empírico; afirmações que são verdadeiras em segmentos individuais, mas que são condensadas de forma enganosa dentro do contexto sistêmico; e afirmações que são simplesmente falsas ou que já foram refutadas há muito tempo pelos dados disponíveis. Essa distinção é frequentemente negligenciada no debate público. Esta análise aplica consistentemente essa distinção sem qualquer viés ideológico em relação à esquerda ou à direita.

O preço das boas intenções: quanto custa realmente a eletricidade na Alemanha

A afirmação de que a transição energética tornará a eletricidade mais barata é insustentável em termos absolutos, mas também não é um completo absurdo em termos relativos. A verdade reside em uma diferença de preços que é sistematicamente obscurecida no debate público. Nos mercados atacadistas, as usinas eólicas e solares geram eletricidade a custos marginais próximos de zero, o que resulta em preços à vista muito baixos ou até mesmo negativos durante os horários de alta injeção de energia renovável. Esse fenômeno é real. No entanto, concluir a partir disso que o preço para o consumidor final cairá é um erro categórico, pois o preço para o consumidor final não é composto pelo mercado à vista, mas sim por custos de aquisição, tarifas de rede, taxas, concessões, impostos e margens de distribuição.

Os números alarmantes revelam um panorama mais complexo. De acordo com uma análise internacional de preços, o preço médio da eletricidade para residências na Alemanha, no primeiro trimestre de 2025, foi de cerca de 38 centavos de dólar por quilowatt-hora, colocando o país em quinto lugar entre os mais caros do mundo. A SMARD reporta um preço de pouco menos de 18 centavos de dólar por quilowatt-hora para empresas industriais de médio porte em janeiro de 2025, enquanto para grandes consumidores privilegiados, o valor foi de pouco mais de 11 centavos. Os dados coletados pela Associação Alemã das Indústrias de Energia e Água (BDEW) para 2025 apontavam para cerca de 15,9 centavos de dólar para empresas industriais de médio porte e, para grandes empresas industriais, cerca de 14,4 centavos de dólar. A faixa de 30 a 40 centavos de dólar mencionada no texto original é, portanto, precisa para residências, mas muito alta para a indústria. No entanto, o ponto de comparação politicamente relevante permanece dramático: as empresas industriais chinesas pagam entre 7 e 10 centavos de dólar, dependendo da província; os consumidores industriais dos EUA em estados com alto consumo de energia geralmente pagam entre 6 e 9 centavos de dólar; e as empresas francesas operam na faixa de 12 a 20 centavos de dólar. O polo industrial alemão, portanto, opera estruturalmente no quartil superior de preços da área da OCDE.

Essa estrutura de preços implica uma lógica de negócios que qualquer controlador em uma empresa com alto consumo de energia entende imediatamente. Se a eletricidade for, em média, de 30% a 70% mais cara do que a da concorrência a longo prazo, maior produtividade, melhores produtos, subsídios ou um ambiente regulatório favorável devem compensar essa desvantagem. Nenhuma dessas condições é atendida confortavelmente na Alemanha atualmente. As consequências são documentadas em pesquisas realizadas pelas Câmaras de Indústria e Comércio Alemãs, pela VDMA (Federação Alemã de Engenharia) e pela Fundação para Empresas Familiares: uma parcela substancial de empresas está considerando realocação, redução da produção ou venda para investidores estratégicos ou financeiros. As porcentagens específicas variam dependendo da pesquisa e da formulação das perguntas, mas o padrão básico é consistente: o preço da energia evoluiu de um fator periférico de localização para um risco central dos negócios.

Entre a crise do carvão e a persistência do CO₂: o desconfortável balanço climático

A tese de que a transição energética está tornando o sistema elétrico mais limpo é empiricamente correta em sua direção básica. As emissões de CO₂ da geração de eletricidade na Alemanha caíram significativamente desde 1990, a intensidade específica de emissão por quilowatt-hora gerado foi reduzida quase pela metade e, em 2024, pela primeira vez, mais da metade do consumo bruto de eletricidade foi suprido por energia eólica, solar, biomassa e hidrelétrica. Uma visão que afirma categoricamente que a Alemanha, apesar da expansão das energias renováveis, possui um dos sistemas elétricos mais poluentes da Europa distorce essa realidade.

No entanto, o seguinte permanece um fato verdadeiro, embora com nuances: em uma comparação dentro da Europa, a Alemanha continua a ficar atrás da França, Suécia, Suíça, Noruega e Finlândia em termos de intensidade de CO₂ na geração de eletricidade — ou seja, atrás dos países que dependem predominantemente de energia nuclear e hidrelétrica. A matriz energética francesa frequentemente emite menos de um décimo por quilowatt-hora do que a matriz alemã média produz. A Alemanha também apresenta desempenho pior do que a Espanha e o Reino Unido em muitos períodos de medição. A razão não é uma fragilidade das energias renováveis, mas sim a sequência de desativação imposta politicamente: as usinas nucleares foram desativadas antes das usinas termelétricas a carvão, o que aumenta a intensidade residual de combustíveis fósseis durante os períodos de baixa geração de energia eólica e solar. Em termos econômicos, a Alemanha substituiu uma fonte de energia de equilíbrio com baixa emissão de CO₂ por uma fonte de energia de equilíbrio com alta emissão de CO₂ e compensou esse efeito apenas parcialmente por meio da expansão da capacidade instalada. O resultado é uma curva de descarbonização mais realista, porém mais plana, do que a narrativa oficial sugere.

A dependência que se deslocou: do gás russo à criação de valor chinesa

A afirmação de que a Alemanha se tornará autossuficiente em energia por meio da transição energética é uma daquelas declarações que soam coerentes na teoria, mas se desfazem na prática devido à estrutura real das cadeias de suprimentos globais. É verdade que qualquer país que deixe de consumir carvão, gás natural e urânio importados reduz sua dependência clássica das importações de energia. É igualmente verdade que um parque eólico ou solar, uma vez construído, produz energia independentemente das condições geopolíticas. Essa constatação não é marketing; é física.

A ideia de que isso eliminou a dependência é falsa. Ela simplesmente foi deslocada e remodelada. A cadeia de valor industrial por trás das energias renováveis ​​mostra uma concentração drástica. Cerca de 80% da capacidade de produção global de módulos fotovoltaicos e cerca de 95% da fabricação de wafers estão localizados na China; a situação é semelhante para células de bateria e materiais catódicos, e ainda mais acentuada para ímãs de terras raras para turbinas eólicas e motores elétricos. Soma-se a isso a dependência de lítio do Chile e da Austrália, cobalto da República Democrática do Congo e cobre e níquel de um número administrável de países produtores. Da perspectiva da resiliência nacional, a dependência de matérias-primas fósseis foi, portanto, trocada pela dependência de matérias-primas minerais, equipamentos industriais e indústrias de processo chinesas. Se essa troca é vantajosa ou não, depende da estabilidade política das novas fontes de suprimento. A resposta empírica até agora é mista e, no caso da China, bastante preocupante.

Quando a calmaria se torna um problema sistêmico: o lado oculto da segurança do abastecimento

A afirmação de que o fornecimento é seguro é provavelmente a mais interessante da lista. Ela é formalmente correta e, ao mesmo tempo, substancialmente questionável. É formalmente correta porque, até o momento, nenhum apagão de grande escala na Alemanha foi atribuído à falta de geração de energia, e a indisponibilidade média por consumidor final, medida em minutos SAIDI, permanece baixa internacionalmente. Isso é uma conquista das operadoras de rede, não do sistema político.

A afirmação torna-se substancialmente questionável quando se analisa o balanço geral em profundidade. O número de intervenções na rede é o melhor indicador inicial. A Agência Federal de Redes reporta um volume de medidas para a gestão do congestionamento da rede de aproximadamente 30.300 gigawatts-hora para 2024, com custos totais preliminares de cerca de 2,78 mil milhões de euros, em comparação com 34.300 gigawatts-hora e 3,34 mil milhões de euros em 2023. As 19.318 intervenções de redistribuição por ano mencionadas no texto original correspondem às medidas individuais na rede de transmissão e representam uma ordem de grandeza plausível. No entanto, as avaliações atuais do setor da rede de distribuição mostram que a frequência de intervenções na chamada Redistribuição 2.0 está a aumentar drasticamente após a inclusão de centrais de menor dimensão; as avaliações iniciais de 2025 indicam uma duplicação adicional do número de casos. Estes não são fenómenos marginais, mas sim as consequências económicas de um sistema cujos locais de geração já não correspondem aos locais de consumo.

O fato de períodos de baixa produção eólica e solar serem reais não é uma afirmação polêmica, mas sim uma constatação meteorológica. Períodos de alta pressão com duração de semanas no inverno, caracterizados por baixa produção eólica e produção solar insignificante, ocorrem regularmente. Em dezembro de 2022 e novembro de 2024, usinas termelétricas a gás, carvão e biomassa, juntamente com importações da França, Holanda e Dinamarca, tiveram que suprir a demanda residual. O fato de o sistema funcionar durante essas fases é um sucesso da integração dos mercados europeus e da frota remanescente de usinas a combustíveis fósseis, e não uma prova da autonomia do sistema alemão de energias renováveis. O que é economicamente relevante é que a capacidade residual funciona como uma espécie de seguro, que precisa ser remunerada, mesmo que opere por apenas algumas centenas de horas por ano. Essa questão de financiamento é justamente a falha fundamental do projeto do mercado alemão.

Os dois mundos do sistema energético: o setor elétrico versus a energia final

Uma das distorções mais frequentes no debate é a confusão entre a participação da geração de eletricidade e a participação da energia primária. Embora os comunicados de imprensa que afirmam que mais da metade da eletricidade da Alemanha provém de energia eólica e solar sejam factualmente corretos, isso não significa que metade do consumo de energia da Alemanha seja neutro em carbono. Em 2024, a participação das energias renováveis ​​no consumo bruto de energia final foi de cerca de 22%, e no consumo de energia primária, de cerca de 20%. A razão é simples: a eletricidade é apenas um segmento do sistema energético. O aquecimento em edifícios, o calor de processo na indústria, o transporte — especialmente o transporte de carga, o transporte marítimo e a aviação — continuam a ser abastecidos predominantemente por combustíveis fósseis.

Essa assimetria gera um problema estratégico raramente discutido abertamente. Cada acoplamento setorial, ou seja, a conversão de aquecimento e transporte em eletricidade, aumenta o consumo de eletricidade. Se a transição energética nos setores de aquecimento e transporte for levada a sério, o consumo bruto de eletricidade aumentará de cerca de 510 terawatts-hora atualmente para entre 750 e 1.000 terawatts-hora, dependendo do modelo e das premissas relativas ao hidrogênio. Isso significa que a geração, as redes e as instalações de armazenamento não só precisam atender à demanda atual, mas praticamente dobrá-la em um prazo de vinte a vinte e cinco anos. A expansão atualmente em curso, já considerada ambiciosa, representa apenas um terço do caminho para atingir o resultado desejado.

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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.

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O triângulo dos custos: geração, redes e a grande incógnita do backup

A discussão sobre os custos do sistema sofre de uma fragilidade metodológica. Geralmente, ela se reduz aos custos diretos de geração, ou seja, ao custo nivelado da energia (LCOE) de novas usinas eólicas ou solares, que atualmente alcançam preços entre 5 e 8 centavos de dólar por quilowatt-hora em leilões. Essa é uma redução de preço impressionante e deve ser reconhecida. No entanto, esse valor não representa o custo total do sistema, pois os custos totais incluem geração, redes, armazenamento, energia de reserva, balanceamento de energia, serviços ancilares e os custos de financiamento e de oportunidade da capacidade instalada excedente.

Um estudo encomendado pela Câmara Alemã de Indústria e Comércio e conduzido pela Frontier Economics estima esses custos para o período de 2025 a 2049 entre € 4,8 e € 5,4 trilhões. A análise é reveladora: € 2,0 a € 2,3 trilhões são atribuídos às importações de energia, € 1,2 trilhão aos custos da rede elétrica, € 1,1 a € 1,5 trilhão a investimentos em instalações de geração e aproximadamente € 500 bilhões à sua operação contínua. Quando esse valor é calculado per capita com base em uma população de quase 84 milhões de pessoas com idade média de 24 anos, os custos per capita resultantes ficam na faixa dos milhares de euros por ano. O valor de € 430 per capita citado no texto original é, portanto, uma estimativa bastante conservadora e se refere a uma definição mais restrita de custos do sistema.

O componente de expansão da rede é particularmente revelador. A demanda identificada pelos operadores do sistema de transmissão no plano de desenvolvimento da rede abrange, no cenário alvo, vários milhares de quilômetros de novas linhas de transmissão de alta tensão, complementadas por trechos consideravelmente mais longos na rede de distribuição. A cifra de 16.800 quilômetros de linhas necessárias, com apenas 3.500 quilômetros construídos atualmente, reflete o escopo total de todas as medidas quando as redes de transmissão e distribuição são combinadas, e é realista nessa ordem de grandeza. Economicamente, a quilometragem nominal é menos importante do que o tempo de licenciamento e construção, que para grandes projetos como SuedLink e SuedOstLink ultrapassa regularmente uma década. As consequências de custo desses atrasos são duplas: por um lado, a infraestrutura se torna mais cara devido à inflação e às taxas de congestionamento; por outro lado, os custos de redistribuição aumentam porque a rede não está disponível onde a geração ocorre.

Usinas termelétricas a gás como uma ponte que não deveria existir: a nova dependência dos combustíveis fósseis

A assessora econômica Veronika Grimm tem reiteradamente apontado nos últimos anos que, sem uma rápida expansão da capacidade de geração de energia despachável, todo o projeto de transição energética está em risco. Essa posição conta com o apoio da maioria dos especialistas do Conselho de Peritos Econômicos e da comunidade científica de política energética. A razão subjacente é tecnicamente convincente: uma vez desativadas as usinas nucleares restantes e cumpridos os planos de eliminação gradual do carvão, surgirá uma lacuna na capacidade garantida de cerca de 20 a 50 gigawatts nos próximos anos, dependendo do cenário. Essa lacuna não pode ser preenchida no curto prazo com a tecnologia atual, nem por meio de baterias nem de hidrogênio.

O compromisso político se resume a usinas termelétricas a gás com capacidade para gerar hidrogênio, inicialmente abastecidas com gás natural e posteriormente convertidas para hidrogênio. Trata-se de uma situação delicada, tanto do ponto de vista econômico quanto do climático. Por um lado, a construção de novas usinas a gás aumenta a infraestrutura de combustíveis fósseis em um país que busca justamente reduzir essa infraestrutura. Por outro lado, os modelos operacionais não são economicamente viáveis ​​sem um mercado de capacidade ou garantias governamentais, pois uma usina que opera apenas algumas centenas de horas por ano não consegue refinanciar seus custos fixos por meio do mercado à vista. O governo federal, portanto, caminha para um mecanismo de capacidade que aumenta ainda mais os custos do sistema e que, em geral, não é associado às energias renováveis ​​no discurso público, embora isso fosse desnecessário não fosse a volatilidade dessas fontes de energia.

A ilusão da bateria: por que o armazenamento (novo: ainda) não pode substituir uma usina de energia

Uma narrativa persistente afirma que as baterias e outros sistemas de armazenamento tornarão obsoleta a infraestrutura de reserva baseada em combustíveis fósseis. Essa narrativa confunde duas tarefas completamente diferentes. Soluções de armazenamento de curto prazo, como baterias de íon-lítio, armazenamento por bombeamento ou armazenamento térmico, armazenam energia por horas ou, no máximo, alguns dias. Elas são tecnicamente maduras e cada vez mais atraentes do ponto de vista econômico, principalmente para alternar a geração de energia solar entre o dia e a noite e para comercializar energia de balanceamento. Seus custos de capital variam de € 100 a € 400 por quilowatt-hora de capacidade de armazenamento utilizável, dependendo do tamanho e da duração.

Sistemas de armazenamento de longo prazo que precisam suprir períodos de baixa geração de energia eólica e solar, com duração de uma a duas semanas, são uma história completamente diferente. Para a Alemanha, modelos de sistema plausíveis indicam uma necessidade de armazenamento sazonal entre 50 e 100 terawatts-hora. Em comparação, todos os sistemas de armazenamento de íon-lítio em larga escala atualmente instalados na Europa totalizam menos de 50 gigawatts-hora, aproximadamente um milésimo da capacidade necessária. A solução fisicamente viável é o hidrogênio, produzido por eletrólise utilizando o excedente de eletricidade, armazenado em cavernas e convertido novamente em eletricidade em turbinas a gás. Cada uma dessas etapas de conversão resulta em perda de energia, com eficiências gerais variando entre 25% e 40%. Isso significa que, para cada quilowatt-hora de eletricidade efetivamente consumido, é necessário gerar de duas a quatro vezes essa quantidade de energia renovável a montante. Quem leva o hidrogênio a sério precisa aumentar significativamente a expansão da energia eólica e solar, elevar a capacidade dos eletrolisadores para a faixa de centenas de gigawatts e criar uma infraestrutura de dutos e cavernas que atualmente existe apenas de forma rudimentar.

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O problema do platô: quando a capacidade cresce sem geração de energia

Um fenômeno raramente analisado é a divergência entre a capacidade instalada e a produção real de energia. Embora a capacidade instalada de energia eólica e solar tenha aumentado drasticamente desde 2015, a geração bruta de eletricidade a partir dessas fontes cresceu mais lentamente devido ao aumento das restrições de geração, à sobrecarga da rede e às baixas horas de plena carga em novas localizações menos otimizadas. Além disso, o consumo total de eletricidade não aumentou conforme o planejado, porque a indústria, os veículos elétricos e as bombas de calor estão apresentando baixo desempenho. O resultado é um sistema que parece estar crescendo rapidamente no discurso político, mas que apresenta um platô nas estatísticas de geração.

Do ponto de vista da política econômica, esse platô é perigoso porque aponta para um limite estrutural do modelo atual. Cada parque solar adicional construído no sul da Alemanha ou parque eólico no norte do país gera eletricidade durante os horários de pico que, devido à falta de capacidade de transmissão, é reduzida ou exportada a preços negativos. O benefício econômico marginal da capacidade adicional diminui, enquanto os custos marginais para redes, armazenamento e sistemas de reserva aumentam. Em termos econômicos, o sistema ultrapassa o limiar de economias de escala negativas.

A luta por privilégios: Economia distributiva de uma transformação

Toda grande transformação tem seus vencedores e perdedores, e a transição energética não é exceção. Os vencedores estruturais incluem desenvolvedores de parques eólicos e solares, fabricantes de tecnologias de armazenamento e de redes elétricas, empresas de consultoria no ambiente regulatório, proprietários de terras necessárias para linhas de transmissão, zonas prioritárias para energia eólica ou subestações, e a indústria fotovoltaica e de baterias voltada para a exportação na China. Os perdedores estruturais incluem indústrias de alto consumo energético sem tratamento preferencial, inquilinos sem influência sobre decisões de aquecimento e isolamento térmico, pessoas que se deslocam diariamente para o trabalho em áreas rurais sem opções alternativas de transporte público e pequenas e médias empresas que não recebem nem alívio nem flexibilidade estratégica.

Esses efeitos distributivos não são meros efeitos colaterais, mas sim relevantes política e economicamente, pois determinam a aceitação da transformação. Se as famílias de baixa renda tiverem que gastar uma parcela maior de sua renda disponível com energia, se as regiões com alta concentração industrial sofrerem desproporcionalmente com as diferenças de preço da eletricidade e se, ao mesmo tempo, os subsídios fluírem para setores onde a criação de valor ocorre em parte no exterior, haverá erosão política, que se refletirá nos resultados eleitorais e nas maiorias parlamentares. De uma perspectiva econômica, a transição energética não é apenas um projeto climático, mas um projeto de redistribuição em larga escala cujo balanço, do ponto de vista da justiça, tem sido até agora insuficientemente transparente.

O contexto europeu: por que a Alemanha não decide sozinha o resultado

A transição energética da Alemanha é frequentemente discutida como se estivesse ocorrendo em um sistema fechado. Na realidade, o setor elétrico alemão está integrado à rede interligada europeia e seus preços são determinados pelas zonas de preço e pelos fluxos de negociação na EPEX Spot, subsidiária da EEX com sede em Paris, nas bolsas de Oslo e Amsterdã e nos leilões de capacidade transfronteiriços. Essa integração representa uma enorme vantagem econômica, pois permite importações durante períodos de baixa produção eólica e exportações durante períodos de excedente, geralmente a preços muito baixos. Ao mesmo tempo, representa um risco, pois decisões políticas tomadas por países vizinhos, como a expansão da energia nuclear na França ou a geração de energia a carvão na Polônia, impactam diretamente a economia do sistema alemão.

A interação com a França é particularmente interessante. O parque nuclear francês, que estará em grande parte operacional novamente até 2025 após longos períodos de inatividade, exporta regularmente quantidades significativas de eletricidade para a Alemanha durante os meses de inverno. Pela primeira vez em muito tempo, as importações líquidas são documentadas na balança comercial de eletricidade da Alemanha para 2024. Isso significa simplesmente que a tão alardeada independência energética na Alemanha foi alcançada desligando simultaneamente a geração de base doméstica e utilizando energia nuclear estrangeira. De uma perspectiva europeia, isso é eficiente; de ​​uma perspectiva nacional, rompe com a narrativa de produzir cada vez mais eletricidade do próprio país.

O que os dados realmente dizem: uma avaliação econômica geral

Ao examinar as quatro promessas citadas no início, à luz dos dados disponíveis, revela-se um quadro ambivalente, porém claro. A promessa de custos de energia mais baixos aplica-se aos custos de produção de novas usinas, mas não aos preços para o consumidor final, seja para residências ou para pequenas e médias empresas (PMEs) com alto consumo de energia. A diferença entre os custos de geração e os preços para o consumidor final deve-se à arquitetura do sistema de impostos, taxas, tarifas de rede e estrutura de mercado, que não se tornou mais eficiente em vinte anos. A promessa de produção de energia mais limpa aplica-se à geração de eletricidade, mas, em rankings internacionais e em relação ao consumo total de energia, é significativamente menos expressiva do que a comunicação política sugere. A promessa de independência foi parcialmente cumprida em relação às importações de combustíveis fósseis, mas claramente violada em relação a matérias-primas, componentes e insumos industriais. A promessa de um fornecimento seguro ainda se mantém, mas o número de intervenções na rede, o nível dos custos de redistribuição e a dependência estrutural de combustíveis fósseis como fonte de reserva e de importações demonstram que essa segurança está se tornando cada vez mais cara e cada vez mais frágil.

Isso não significa que a transição energética tenha fracassado, mas também não está no caminho que seus defensores gostariam. É um projeto inacabado, no qual as partes mais baratas — ou seja, a simples instalação de parques solares e eólicos em locais adequados — já foram concluídas, enquanto as partes mais caras e complexas — armazenamento, redes elétricas, energia de reserva, integração setorial, garantia de matérias-primas e harmonização europeia — ainda estão por vir. Qualquer análise econômica honesta deve reconhecer que os custos marginais dos próximos dez pontos percentuais de descarbonização serão significativamente maiores do que os dos primeiros cinquenta.

A direção está certa, o ritmo está errado e o design, pior ainda

Uma avaliação sóbria não leva à conclusão de que a transição energética deva ser abandonada. A trajetória global das emissões, a queda nos custos de produção das energias renováveis ​​e a fragilidade geopolítica das cadeias de suprimento de combustíveis fósseis tornam a descarbonização tanto uma necessidade industrial quanto uma medida estrategicamente sólida. No entanto, essa avaliação leva à conclusão de que o atual modelo da transição energética alemã não é eficiente em termos de custos nem compatível com a política industrial. Expandir a capacidade de energia renovável sem a expansão simultânea da rede e do armazenamento, restringir a geração de energia de base de baixo carbono em detrimento da geração de energia de base a partir de combustíveis fósseis, terceirizar a cadeia de valor para concorrentes estratégicos, negligenciar um mecanismo de capacidade confiável e restringir a comunicação com o setor elétrico são falhas de projeto evitáveis. Cada uma dessas falhas tem um preço, e esse preço só aumentará quanto mais tempo for ignorado.

A afirmação de que a energia eólica e solar não geram custos permanece verdadeira em um sentido restrito. No entanto, o sistema por trás delas gera, sim, um custo — um custo grande, distribuído e, às vezes, oculto. Identificar esse custo, priorizá-lo e traduzi-lo em um projeto economicamente viável é a verdadeira tarefa dos próximos períodos legislativos. Aqueles que consideram isso derrotista estão confundindo crítica com rejeição. E aqueles que o consideram irrelevante não entenderam o projeto que defendem.

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Konrad Wolfenstein

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