Presos: como os contratos de carvão de longo prazo travam a transição para energia limpa na Ásia

Contratos que sobrevivem às metas climáticas

Em toda a Ásia, as empresas eléctricas estão presas ao carvão muito mais tempo do que as políticas climáticas ou as tendências do mercado sugeririam. Contratos de compra de energia com décadas de duração mantêm as centrais a carvão a funcionar mesmo quando há energia eólica e solar mais barata na rede. No Sudeste Asiático, entre 50 por cento e 100 por cento da capacidade a carvão está abrangida por estes acordos, com, em média, entre nove e 18 anos ainda por decorrer, segundo dados partilhados pela Powering Past Coal Alliance. O resultado é um paradoxo. A electricidade renovável está a crescer, mas a geração a carvão mantém-se stubbornmente alta porque os contratos obrigam os compradores a pagar às centrais a carvão, independentemente de a sua energia ser necessária ou não.

Esse enquadramento contratual está visível nos dados regionais de geração. A quota do carvão no abastecimento eléctrico do Sudeste Asiático subiu de cerca de 35 por cento para aproximadamente 45 por cento na última década, mesmo enquanto a quota global do carvão na electricidade desceu de cerca de 39 por cento para rondar 34 por cento. A energia limpa continua a ficar para trás. As renováveis produzem cerca de 26 por cento da electricidade da região, bem abaixo da média global de aproximadamente 41 por cento. Essa diferença representa oportunidades perdidas, tanto para reduzir a poluição de carbono como para baixar os custos do sistema à medida que a solar, a eólica e o armazenamento continuam a ficar mais baratos.

O desafio não é apenas técnico. É também jurídico e financeiro. Os contratos de carvão foram concebidos para garantir rendimentos estáveis aos proprietários das centrais e empregos estáveis aos trabalhadores. Se as empresas eléctricas reduzirem a produção contratada de carvão para abrir espaço às renováveis, arriscam-se a penalizações ou têm de continuar a pagar encargos fixos por centrais a carvão que ficam inactivas. Essas responsabilidades podem ascender a milhares de milhões de dólares numa frota nacional, o que explica porquê os operadores de rede costumam restringir primeiro a eólica ou a solar, mesmo que isso signifique pagar mais pela electricidade.

Como funcionam os acordos take-or-pay

A maioria dos projectos de carvão nos mercados emergentes asiáticos foi financiada com base em contratos de compra de energia de longo prazo. Muitos incluem cláusulas do tipo take-or-pay que obrigam os compradores a pagar um volume ou capacidade mínima, quer a central funcione quer não. O propósito era superar o risco de investimento assegurando receitas durante 20 a 30 anos. Essa estrutura adaptava-se ao antigo modelo de operar grandes unidades de carvão estáveis como espinha dorsal da rede. Está mal ajustada a um sistema moderno em que as renováveis variáveis fornecem uma quota crescente de electricidade e em que as redes precisam mais de flexibilidade do que de produção fixa.

Rescindir ou renegociar estes acordos é difícil. Os contratos variam muito, mas as penalizações por insuficiências são comuns. Quando os projectos envolvem credores e investidores estrangeiros, os contratos de energia podem ser acompanhados de acordos de apoio governamental que incluem fortes proteções para os investidores. Esses podem desencadear pedidos de indemnização se as políticas impuserem o encerramento antecipado das centrais. Os governos receosos de litígios com investidores hesitam muitas vezes em impor encerramentos, mesmo quando as estratégias climáticas dizem que é necessário.

A restrição de produção está a espalhar-se pela região

Quando a produção contratada de carvão ocupa a margem disponível na rede, as centrais renováveis são reduzidas. A restrição de produção (curtailment), a prática de reduzir deliberadamente a geração renovável, está a tornar-se mais frequente. Na China, onde a adição de energia limpa disparou, a produção das centrais a carvão e a gás ainda subiu 7,3 por cento em outubro face ao ano anterior. Analistas alertam que os compromissos de carvão de longo prazo estão a contribuir para a restrição da solar e da eólica. A Wood Mackenzie projeta uma restrição solar média acima de 5 por cento em 21 províncias na próxima década. As principais economias da Ásia-Pacífico, incluindo Japão, Austrália e Índia, também registaram maior restrição de renováveis no último ano.

A restrição tem custos directos. Os investidores em eólica e solar vêm receitas mais baixas do que o esperado. Isso pode travar futuros investimentos. Também prejudica os consumidores porque o sistema acaba por pagar mais electricidade do que precisa, tanto para honrar os contratos de carvão como para compensar os projectos renováveis que não conseguem entregar a produção total. Quanto mais perdurarem os contratos inflexíveis de carvão, maior o risco de os activos de energia limpa ficarem subutilizados e de os custos do sistema subirem.

Uma rede construída à volta de centrais inflexíveis

As unidades a carvão foram concebidas para funcionar de forma estável durante longos períodos e são caras de acelerar e desacelerar. A geração renovável, pelo contrário, é variável. Casar as duas exige melhor planeamento, mais armazenamento e contratos que valorizem a flexibilidade. Sem essas alterações, os despachantes mantêm muitas vezes as unidades a carvão a funcionar para evitar penalizações contratuais e tensões técnicas, e depois restringem a solar e a eólica nos picos do meio-dia ou nas noites ventosas. Uma rede moderna precisa de resposta à procura, de melhorias de interligação, de centrais a gás de ponta flexíveis a curto prazo onde necessário e, cada vez mais, de baterias. Do mesmo modo, precisa de contratos herdados que permitam que a produção a carvão diminua quando as renováveis são abundantes.

Panorâmica por país

O enigma dos contratos de carvão apresenta-se de forma diferente em cada mercado, mas recorrem vários padrões: prazos contratuais residuais longos, encargos fixos elevados e incerteza política em torno do financiamento dos encerramentos. Eis onde os países-chave se situam.

Indonésia

A Indonésia depende fortemente do carvão e tem uma grande frota de centrais apoiadas por acordos de longo prazo. O governo anunciou metas para desmontar o carvão e foi concebida uma Parceria para a Transição Energética Justa no valor de milhares de milhões de dólares para ajudar. Os progressos foram desiguais. Os planos para encerrar cerca de 6,7 gigawatts de capacidade até 2030 estão em risco perante a desaceleração da disponibilização do financiamento internacional. A empresa estatal PLN continua a pagar por capacidade não utilizada em algumas centrais devido à sobreconstrução no último ciclo de investimento, um encargo suportado em última instância pelos consumidores e pelo Estado. Analistas da Ember afirmam que uma eliminação do carvão até 2040 exigiria encerramentos na ordem de 3 gigawatts por ano e um desenvolvimento rápido das renováveis, especialmente solar mais baterias, de forma a que a energia limpa atinja cerca de 65 por cento da matriz em 2040. A Indonésia também está a testar transacções de encerramento antecipado, incluindo um acordo ligado ao Mecanismo de Transição Energética do Banco Asiático de Desenvolvimento. O modelo assenta em refinanciar activos de carvão a custo mais baixo, pagar aos investidores mais cedo e encerrar unidades antes do que o contrato original permitia.

Vietname

O Vietname assinou compromissos de alto nível para passar do carvão à energia limpa e o seu clima de investimento é comparativamente favorável. Preocupações com cortes de energia mantiveram os decisores políticos cautelosos quanto a encerrar unidades a carvão demasiado depressa. Investigadores sugerem que os passos mais práticos a curto prazo são deixar de acrescentar nova capacidade a carvão, fazer melhor uso das renováveis existentes e reformar os contratos de modo a que as centrais a carvão possam funcionar menos horas sem desencadear penalizações. O objectivo é manter as luzes acesas, abrindo espaço para mais eólica e solar e reduzindo o risco de restrição de produção.

Filipinas

As Filipinas proibiram novos projectos de carvão em 2020, mas as centrais já em pipeline avançaram, com contratos de longa duração incluídos. A instalação GNPower Dinginin em Bataan ilustra o enquadramento. Rescindir um grande contrato de carvão antecipadamente pode custar centenas de milhões de dólares, uma vez incluídas as dívidas em aberto, os impostos e os lucros perdidos. Esses custos recaem tipicamente sobre os consumidores. Entidades detidas pelo Estado detêm uma quota significativa de activos de carvão em todo o Sudeste Asiático e, ao contrário de países mais ricos que têm agências públicas para resgatar contratos, muitos governos da região não têm espaço fiscal para o fazer. É por isso que as finanças mistas e o apoio multilateral são críticos para quaisquer planos de encerramento.

Índia

A Índia está a expandir rapidamente a capacidade solar e eólica, mas os compradores estatais continuam a preparar novos acordos de longo prazo com produtores de carvão. À medida que a geração limpa cresce, os retalhistas enfrentam o risco de pagar elevados encargos fixos por activos de carvão subutilizados. Think tanks, incluindo a Ember e a Climate Trends, defendem que as empresas de distribuição precisam de redesenhar os planos de recursos e de passar a contratação flexível, de modo a que a energia limpa possa ser priorizada quando disponível. Sem essa mudança, os riscos de restrição de produção e de activos abandonados aumentarão.

Dinheiro, lei e quem paga

Por trás de cada central a carvão há uma estrutura financeira. Em muitos casos, investidores e credores estrangeiros suportaram os projectos e os governos anfitriões apoiaram-nos através de contratos e garantias. Investigação do World Resources Institute destaca uma realidade difícil. Muitos acordos de investimento exigem que os governos anfitriões indemnizem os investidores por acções políticas que levem a encerramentos antecipados. Esse é um poderoso desincentivo à acção rápida. Governos com espaço fiscal limitado são pouco propensos a assumir grandes responsabilidades de indemnização e relutam em provocar litígios com investidores perante tribunais internacionais. A concepção jurídica do regime de investimento de ontem não foi pensada com metas climáticas em mente.

Ainda assim, existem caminhos. Os governos podem conduzir negociações estruturadas que envolvam todas as partes interessadas, incluindo proprietários das centrais, credores e bancos de desenvolvimento. Os países de origem de principais investidores estrangeiros, como China, Japão e Coreia, podem ajudar, sobretudo dado que bancos apoiados por esses estados financiaram muitas unidades a carvão no Sudeste Asiático. Os bancos multilaterais de desenvolvimento podem fornecer capital concessionário, apoio jurídico e seguros de risco para destravar impasses. O encerramento antecipado raramente é possível sem compromissos de todos os lados, mas estão a surgir precedentes, incluindo acordos na Indonésia e no Chile que ligam taxas de juro mais baixas a cortes rápidas de emissões.

Porque é que o encerramento antecipado continua a falhar

A ideia é simples. Encerrar as centrais mais cedo e substituí-las por energia limpa. Na prática, alguém tem de pagar para indemnizar os investidores pelos anos de operação perdidos, ou os termos do contrato têm de ser alterados. As regras dos doadores limitaram a utilização de fundos públicos para aquisição de activos de carvão. Os credores privados enfrentam riscos de reputação ao pagar aos proprietários de carvão para encerrarem as centrais. Esses condicionamentos travaram os programas de encerramento antecipado e obrigaram os planeadores a centrar-se noutras ferramentas, como acelerar a adição de renováveis enquanto tentam reduzir o tempo de funcionamento das centrais a carvão sob os contratos existentes.

Como destravar contratos sem rebentar orçamentos

Novas ferramentas financeiras e jurídicas destinam-se a reestruturar os contratos de carvão para que a energia limpa possa escalar a custo mais baixo. Análise da RMI delineia três vias práticas. A primeira é a rescisão antecipada de um contrato de compra de energia a carvão através do refinanciamento do activo e do pagamento mais rápido aos investidores, com a central a encerrar anos antes do previsto. A segunda é substituir o contrato de carvão por um contrato de energia limpa, de modo a que o serviço da dívida e os rendimentos estejam ligados a novas renováveis e armazenamento que preencham a lacuna. A terceira é reestruturar o contrato de carvão para reduzir emissões antes do encerramento, por exemplo, baixando a aquisição mínima, reduzindo as horas de funcionamento obrigatório e alinhando os pagamentos com o despacho real, enquanto se fixa uma data firme de encerramento.

Estas abordagens dependem de mecanismos de transição do carvão que combinam empréstimos concessionários e capital comercial para manter os custos suportáveis para consumidores e contribuintes, mantendo os investidores praticamente inteiros. Algumas estruturas, como os veículos de transição gerida, podem criar janelas plurianuais de transição, durante as quais se constrói capacidade limpa e o tempo de funcionamento do carvão cai acentuadamente. Com o apoio político certo, estas ferramentas podem destravar cortes de emissões de 80 por cento ou mais em centrais específicas, e em alguns casos acima de 90 por cento. A chave é conceber pacotes viáveis e que alinhem os incentivos entre empresas eléctricas, proprietários de centrais, credores e reguladores.

Tornar os contratos flexíveis

A flexibilidade contratual é tão importante como o financiamento. Os contratos de compra de energia assinados numa era centrada no carvão assumem frequentemente operação de base e elevados factores de capacidade. Num sistema com as renováveis em primeiro lugar, essas características tornam-se passivos. Os reguladores podem exigir que novos contratos e contratos renegociados incluam direitos de despacho económico, níveis mais baixos de aquisição mínima, pagamentos por desempenho em função da flexibilidade em vez de produção fixa, e a capacidade de suspender a produção a carvão quando a geração renovável é abundante. Os investimentos em transmissão e as interligações regionais podem alargar o mercado para o excedente de solar e eólica. O armazenamento e a resposta à procura podem deslocar o consumo para períodos em que as renováveis são fortes.

Utilizar créditos de transição e mercados de carbono

Os acordos de encerramento antecipado são mais fáceis de financiar quando as emissões evitadas têm valor. Créditos de transição ligados a encerramentos verificáveis podem reduzir o custo do refinanciamento e do encerramento. Programas como o Mecanismo de Transição Energética do Banco Asiático de Desenvolvimento visam combinar capital de custo mais baixo com reduções mensuráveis de emissões e prazos claros de encerramento. A concepção cuidadosa é essencial para que os créditos reflitam cortes reais e adicionais e para que as comunidades à volta das centrais vejam benefícios tangíveis.

Segurança energética e emprego

As preocupações com a fiabilidade e o emprego pesam pesadamente no debate do carvão. São problemas resolvíveis com planeamento. A fiabilidade requer mais do que unidades de base. Requer recursos capazes de responder rapidamente a alterações na oferta e na procura. Baterias, capacidade a gás flexível onde necessária como ponte, reforços da rede e melhor previsão tudo ajuda. A política pode exigir que as unidades a carvão operem de forma mais flexível a curto prazo, baixando as cargas mínimas estáveis e permitindo acelerações mais rápidas, de forma a que menos produção renovável seja desperdiçada.

Uma transição justa deve fazer parte de todos os planos. As províncias e comunidades dependentes do carvão precisam de investimento em novas indústrias, formação e apoio direcionado. Os calendários de encerramento podem ser sequenciados para minimizar a perturbação social. Onde as centrais apresentam riscos significativos de saúde locais, a acção antecipada pode gerar benefícios imediatos. O apoio aos trabalhadores e às empresas afectadas deve estar integrado no financiamento da transição, não ser tratado como um pensamento posterior.

Estas centrais são mesmo demasiado novas para encerrar

A alegação frequente é de que a frota a carvão do Sudeste Asiático é demasiado nova para encerrar. Nova análise mina essa premissa. A Global Energy Monitor projeta que a idade média das unidades a carvão no Sudeste Asiático atingirá cerca de 28 anos até 2040, situando a maioria das centrais dentro das janelas típicas de encerramento, desde que as políticas orientem o sistema para a energia limpa. Parar a adição de novo carvão é essencial. Se não for acrescentada mais capacidade, apenas uma pequena parte da frota teria menos de 20 anos em 2040. Estudos financeiros mostram também que, com as políticas e o financiamento certos, pode ser economicamente eficiente encerrar algumas unidades na sua meia-idade e substituí-las por renováveis e armazenamento, sem elevar os preços de atacado.

Christine Shearer, que gere o Global Coal Plant Tracker na Global Energy Monitor, contrariou a ideia de que a juventude é destino das unidades a carvão da região.

Christine Shearer, Global Energy Monitor: "A noção de que as centrais a carvão do Sudeste Asiático são demasiado novas para encerrar é uma concepção errada."

Essa visão coincide com a experiência vivida noutras regiões, onde o carvão saiu de cena rapidamente assim que os contratos e as políticas se alinharam. O próximo passo para o Sudeste Asiático é transformar transacções-piloto em programas escaláveis e garantir que novos contratos, quer para carvão quer para energia limpa, incorporam flexibilidade desde o primeiro dia. Sem reformas, a região arrisca-se a pagar duas vezes pelas centrais a carvão: uma em encargos fixos e outra no preço das renováveis subutilizadas. Com reformas, a região pode cortar emissões mais depressa, atrair investimento e melhorar a saúde pública, mantendo as luzes acesas.

O que deve saber

• Entre 50 por cento e 100 por cento da capacidade a carvão do Sudeste Asiático está presa a contratos de compra de energia com, em média, entre nove e 18 anos restantes.
• A quota do carvão na energia do Sudeste Asiático subiu para cerca de 45 por cento na última década, enquanto a quota global do carvão caiu para rondar 34 por cento.
• As renováveis fornecem cerca de 26 por cento da electricidade do Sudeste Asiático, contra aproximadamente 41 por cento a nível global, em parte porque os contratos de carvão excluem a energia limpa.
• China, Japão, Austrália e Índia registaram aumento da restrição de renováveis à medida que os compromissos de carvão de longo prazo limitam a flexibilidade da rede.
• Rescindir contratos de carvão desencadeia penalizações e pedidos de indemnização, sobretudo onde investidores estrangeiros têm protecções, o que retarda o encerramento antecipado.
• Os planos de redução do carvão na Indonésia enfrentam atrasos de financiamento, e os analistas dizem que uma saída em 2040 exige encerrar cerca de 3 gigawatts de carvão por ano e elevar as renováveis para cerca de 65 por cento da matriz.
• A RMI e outras organizações delineiam ferramentas para destravar contratos, incluindo a rescisão antecipada, a substituição por contratos de energia limpa e a reestruturação contratual para cortar emissões.
• As finanças de transição e os créditos de carbono podem reduzir os custos de encerramento, enquanto as novas regras contratuais devem priorizar a flexibilidade e o despacho económico.
• A Global Energy Monitor conclui que a idade média das centrais a carvão do Sudeste Asiático se aproximará das idades comuns de encerramento até 2040, tornando um encerramento anterior viável com as políticas certas.