A análise dos impostos sobre emissões e da negociação no mercado de eletricidade é um exemplo clássico de como os modelos analíticos simples da teoria econômica são aplicados de forma equivocada.
Variantes do Reino Unido Sistema de Comércio de Emissões O Sistema de Comércio de Emissões (ETS, na sigla em inglês), um sistema de precificação das emissões de carbono, foi adotado por muitos países, incluindo países europeus, embora seja fundamentalmente falho. O ETS da UE e agora o ETS do Reino Unido são simplesmente um imposto caótico e desonesto sobre o consumo de eletricidade, escreve Gordon Hughes.
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Revertendo as políticas de terra arrasada no setor elétrico: Parte 3 (Comércio de Emissões)
By Gordon Hughes2 March 2026
In meu artigo anterior Nesta série, mencionei o impacto que a abolição do Sistema de Comércio de Emissões (SCE) teria no custo líquido da eliminação da geração de energia solar e eólica. O SCE é talvez o componente mais importante, porém menos compreendido, da estrutura de apoio à geração de energia renovável, não apenas no Reino Unido, mas também na UE. Variantes do SCE foram adotadas em muitos outros países. Em todos os casos, governos e economistas se baseiam em uma análise econômica padrão que, infelizmente, é completamente irrelevante para o mercado de eletricidade.
A análise dos impostos sobre emissões e da negociação no mercado de eletricidade é um exemplo clássico de como os modelos analíticos simples da teoria econômica são mal aplicados quando transferidos para um contexto em que as premissas implícitas são simplesmente erradas. A ideia remonta a um brilhante economista que lecionou em Cambridge na década de 1930 – A.C. Pigou. Ele sugeriu que certos tipos de externalidades prejudiciais – ações de um indivíduo que afetam o bem-estar de outras pessoas – poderiam ser combatidas pela imposição de impostos corretivos (conhecidos como impostos pigouvianos) sobre as atividades que dão origem às externalidades.
No caso de externalidades ambientais, e em particular do CO₂2A teoria padrão sugere que um imposto igual ao dano marginal por tonelada de CO₂ seria suficiente.2 (“tCO2“) reduziria o CO2 emissões de forma eficiente. Observe que a teoria não se refere à eliminação de todas as emissões de CO₂.2, apenas para equilibrar os custos externos da emissão de CO₂2 contra os benefícios da utilização de carvão ou gás para gerar eletricidade. Essa análise dá origem a uma vasta, porém controversa, literatura focada no cálculo do “custo social do carbono”, ou seja, o dano externo por tonelada de CO₂.2 emitido.
As estimativas do “custo social do carbono” tendem a se basear no uso de modelos que tentam capturar as interações entre variáveis econômicas e ambientais, projetando-se para 2100 ou 2200. Os resultados são extremamente sensíveis a pequenas variações nas premissas e tornaram-se extremamente politizados. As estimativas variam de US$ 10 a US$ 200 ou mais por tonelada de CO₂.2Qualquer pessoa que leia o artigo da Wikipédia sobre o “custo social do carbono"Terá uma noção clara de que esta é uma área em que as condenações anteriores superam todas as outras considerações."
A teoria padrão implica que devemos usar um imposto ambiental – um valor fixo por tonelada de CO₂.2 – para lidar com externalidades ambientais. Esse argumento foi modificado por Martin Weitzman, que apontou que podemos não ter uma boa noção do dano causado por uma externalidade, mas podemos estar dispostos a dizer que queremos reduzir as emissões em, digamos, 80%. Nesse caso, ele argumentou que um sistema de comércio de licenças seria mais eficiente do que um imposto. O número total de licenças emitidas seria igual a 20% das emissões existentes e o preço das licenças negociadas revelaria o imposto ou penalidade por tonelada de emissões.
Embora essa seja uma resposta elegante – e a ideia tenha sido adotada em muitos países – ela, na verdade, não resolve o problema original. É pouco mais que uma manobra evasiva. Como sabemos que 80% é a redução “certa” das emissões? Por que não 60%, 70% ou 90%? Isso nos leva de volta à nossa percepção sobre os custos e benefícios de reduzir as emissões em diferentes proporções. Estaríamos realmente dispostos a pagar, digamos, £500 por tonelada de CO₂?2 para reduzir o CO2 emissões? Ou que tal apenas £5 por tonelada de CO2?2?
Isso nos leva a uma variante do comércio de emissões em que o número de licenças é ajustado em intervalos regulares para manter o preço da licença dentro de uma faixa definida por um preço mínimo e um preço máximo – talvez entre £20 e £80 por tCO₂.2O Reino Unido adotou um CO2 preço mínimo em 2013. De acordo com o acordo, um imposto adicional – o Apoio ao Preço do Carbono (“APC”) – era cobrado das empresas obrigadas a comprar licenças do EU-ETS. O APC era igual, em princípio, à diferença (se maior que zero) entre o preço do EU-ETS e o preço mínimo do carbono.
O custo adicional do CPS começou em £4.94 por tonelada de CO₂.2 Em 2013-14, o valor quase dobrou, chegando a £9.55 por tonelada de CO₂.2 em 2014-15 e novamente para £18.08 por tonelada de CO₂.2 Em 2015-16, as reclamações das indústrias afetadas tornaram-se excessivas, juntamente com ameaças de encerramento de empresas, pelo que o reforço do CPS foi congelado em 18 libras por tonelada de CO₂.2 desde 2015.[2] [3]
Ao longo dos 17 anos desde a criação do EU-ETS em 2008, o custo médio anual das licenças de emissão no Reino Unido, a preços de 2025, incluindo o CPS, variou entre £10.6 por tCO₂.2 em 2012 para £128.3 por tonelada de CO₂2 Em 2022. Em 2025, o custo médio anual das licenças foi de £77.3 por tCO₂.2.
Em nenhuma visão coerente do mundo o custo externo do CO₂ foi considerado.2 As emissões variaram mais de 12 vezes ao longo de uma década. Mesmo excluindo o período de 2021 a 2023, afetado por fatores excepcionais, o aumento em termos reais de 2012 a 2025 foi superior a 7 vezes. Essas variações comprometem qualquer noção de que o ETS (Sistema de Comércio de Emissões) seja uma forma razoável de sinalizar o custo da externalidade ambiental associada ao uso de carvão ou gás para a geração de eletricidade. Em vez disso, o EU-ETS e agora o UK-ETS são simplesmente um imposto caótico e desonesto sobre o consumo de eletricidade.
Além dessas considerações práticas, existem dois motivos principais pelos quais o ETS é fundamentalmente falho. O primeiro é que a teoria econômica da tributação pigouviana descrita anteriormente é válida. somente se o imposto corretivo for a única intervenção destinada a corrigir a externalidade.Em outras palavras, não deveria haver nenhum incentivo à geração de energia renovável. Obviamente, essa premissa não se sustenta. Os formuladores de políticas energéticas acreditam que, se uma intervenção para incentivar a geração de energia com baixa emissão de carbono é boa, duas intervenções são melhores e cinco intervenções são ainda melhores.
Com um conjunto incoerente e em constante mudança de políticas que supostamente deveriam apoiar a transição da dependência de combustíveis fósseis para alternativas de baixo carbono, o argumento econômico padrão para um imposto sobre o carbono ou para a negociação de licenças de emissão está simplesmente errado. Essa conclusão não descarta a possibilidade de que um imposto sobre o carbono, provavelmente baixo, possa melhorar o bem-estar, mas essa hipótese nunca foi comprovada e dependeria de uma série de circunstâncias empíricas. Como na anedota clássica, a conclusão mais provável é não partir daqui.
O segundo motivo é um pouco mais sutil e explica por que descrevi o ETS como um imposto desonesto sobre o consumo de eletricidade. Para ilustrar esse ponto, usarei um exemplo bastante simplificado. Imagine um sistema elétrico com 20 GW de usinas a gás e 20 GW de capacidade solar. As usinas solares recebem um pagamento anual fixo e não incorrem em custos operacionais variáveis. As usinas a gás variam em suas taxas de calor, que medem a quantidade de gás utilizada por MWh de eletricidade gerada. Seus custos operacionais variam diretamente com sua taxa de calor – veja a Nota Técnica. As usinas mais eficientes utilizam 1.75 MWh (PCS) de gás por MWh de eletricidade, enquanto as menos eficientes utilizam 2.5 MWh (PCS) de gás por MWh de eletricidade.
As centrais a gás devem adquirir licenças de emissão no valor de 0.18 tCO₂.2 por MWh de gás utilizado, portanto, a compra de licenças de emissão aumenta o custo efetivo do uso de gás para gerar eletricidade. Se o preço de mercado do gás for de £30 por MWh e o custo de mercado das licenças de emissão for de £60 por tCO₂, o custo efetivo da utilização de gás para geração de eletricidade aumenta.2O custo efetivo do gás é de £30 + 0.18 * 60 = £40.8 por MWh. O custo operacional de uma usina com taxa de calor de 2 é de £81.6 por MWh de eletricidade. Se o custo de mercado das licenças de emissão aumentar para £100 por tCO₂, o custo efetivo do gás é de £30 + 0,18 * 60 = £40,8 por MWh.2, o custo efetivo do gás sobe para £48 por MWh e o custo operacional da usina aumentaria para £96 por MWh de eletricidade.
Se a demanda total for de 10 GW e a produção solar for de 11 GW, o sistema dependerá inteiramente da geração solar. O preço de mercado será zero, já que qualquer preço mais alto levaria as usinas solares a quererem fornecer mais energia do que o sistema pode consumir. Por outro lado, se a demanda total for de 10 GW e a produção solar for de apenas 9 GW, o sistema precisará de 1 GW de produção de usinas a gás. O preço de mercado será igual ao custo operacional da usina a gás cuja classificação de eficiência significa que 1 GW de usinas a gás têm custos operacionais mais baixos e 9 GW de usinas a gás têm custos operacionais mais altos. Se essa usina tiver uma taxa de calor de 2, o preço de mercado da eletricidade deverá ser de £ 81.6 por MWh se o custo de mercado das licenças de emissão for de £ 60 por tCO₂.2 ou £96 por MWh se o custo de mercado das licenças de emissão for de £100 por MWh.
O objetivo deste exemplo simples é mostrar que o custo da compra de licenças de emissão é repassado diretamente aos consumidores de eletricidade sempre que é necessário usar usinas a gás para atender à demanda por eletricidade. De forma mais geral, o preço do CO₂2 As licenças só afetam o preço de mercado se as usinas a gás precisarem operar para atender à demanda, mas não têm efeito sobre sua produção nem sobre a quantidade de CO₂.2 emissões. Isso contraria completamente as premissas em que se baseia o modelo de tributação das externalidades ambientais. Se a produção e as emissões forem independentes do nível de CO₂, então...2 O preço das licenças, nem um imposto sobre o carbono nem um sistema de comércio de emissões servem a qualquer propósito além de arrecadar receita tributária.
Embora este exemplo seja muito simples, ele captura uma característica crucial do mercado de eletricidade britânico. Os modos de geração de baixo carbono sempre têm prioridade, embora sua produção seja limitada pela capacidade e pela disponibilidade de energia solar, eólica ou hídrica. O preço das licenças do ETS é repassado diretamente aos preços de mercado. Ele não tem impacto no equilíbrio geral entre a geração de baixo carbono e a geração a partir de combustíveis fósseis.
Nessas condições, o sistema de licenças ETS é, na prática, um imposto puro sobre o consumo de eletricidade que tem, no máximo, um impacto mínimo no nível de CO₂.2 emissões a curto e médio prazo. O efeito que isso poderá ter a longo prazo depende de se o investimento em geração de energia de baixo carbono e em usinas de combustíveis fósseis for afetado pelo nível esperado do preço das licenças do ETS. É provável que esse efeito seja muito pequeno. Quase todos os investimentos em geração de energia de baixo carbono dependem de um ou mais dos vários mecanismos de apoio à geração renovável. O que importa é conseguir um contrato, não o preço futuro esperado das licenças.
O mesmo se aplica, em linhas gerais, aos investimentos em geração despachável, embora o papel do mercado de capacidade seja crucial nesses casos. Um argumento um tanto rebuscado poderia ser construído para sustentar que o nível esperado do preço do ETS poderia afetar as decisões de investimento em usinas de armazenamento de energia em baterias, mas, novamente, essas decisões dependem principalmente de contratos do mercado de capacidade. Dado o comportamento dos preços do ETS na última década, poucos investidores dariam muita importância a palpites sobre qual será o preço médio anual do ETS em 2030.
Em resumo, o atual Sistema de Comércio de Emissões (SCE) é apenas uma forma de tributar os consumidores de eletricidade. Variações no número de licenças disponibilizadas e circunstâncias externas levam a enormes variações no preço de mercado das licenças. O preço tem um efeito mínimo no equilíbrio entre a geração de energia de baixo carbono e a geração a partir de combustíveis fósseis. Tanto na teoria quanto na prática, o argumento de que os impostos sobre o carbono e o comércio de emissões oferecem uma boa maneira de promover a transição dos combustíveis fósseis no setor energético reflete uma incompreensão da economia e das características inerentes aos mercados de eletricidade.
Os argumentos a favor da abolição do ETS, bem como da Taxa sobre as Alterações Climáticas, são extremamente fortes. Economistas e lobistas podem gostar de experimentar com ferramentas que não compreendem, mas isso não justifica a manutenção de um sistema que tem um impacto significativo nos custos de energia e na atividade econômica, sem apresentar qualquer benefício prático em termos de redução de CO₂.2 emissões.
Observações:
- Quem tiver interesse na teoria padrão das externalidades econômicas deve consultar o capítulo de David Newbery em um livro que coeditei com Geoff Heal – 'Políticas públicas e o sistema tributário,, que foi republicado como e-book pela Taylor & Francis em 2025.
- A maioria das licenças de emissão é leiloada quinzenalmente ao longo do ano. Algumas empresas, embora não sejam geradoras de eletricidade, recebem uma alocação gratuita de licenças, mas essa prática está sendo gradualmente eliminada. O governo atual planeja reduzir drasticamente o número total de licenças emitidas anualmente até 2030. Em 2024, o valor total das licenças leiloadas foi de £ 2.56 bilhões, com um preço médio de leilão de £ 37.2 por tonelada de CO₂.2A receita proveniente do leilão de licenças é destinada ao governo juntamente com a receita do CPS (Sistema de Pagamento por Desempenho).
- Como se o sistema já não fosse suficientemente complicado, existe ainda um Imposto sobre as Alterações Climáticas (CCL, na sigla em inglês) separado, cobrado aos utilizadores empresariais de energia que não sejam geradores de eletricidade, à taxa de 8.01 libras por MWh de eletricidade e gás. Este imposto é apresentado como um imposto sobre o carbono, mas trata-se simplesmente de um imposto disfarçado sobre o consumo de energia, concebido para aumentar a receita.
- Esta é uma forma simples de ilustrar a ideia de uma ordem de mérito para usinas geradoras, na qual as usinas mais eficientes (com as menores taxas de calor e baixos custos operacionais) têm prioridade sobre as menos eficientes (com maiores taxas de calor e maiores custos operacionais). Devido a essa vantagem, usinas com baixas taxas de calor operarão por mais horas ao longo do ano do que outras usinas com taxas de calor mais altas.
- A situação seria mais complexa se existissem centrais a carvão que competissem com centrais a gás. Esse não é o caso atualmente no mercado britânico e em muitos outros países europeus. Quando as centrais a carvão ainda operavam no Reino Unido, seus custos operacionais eram muito menores do que os das centrais a gás, de modo que o custo das licenças de emissão teria que ser extraordinariamente alto para alterar sua posição na ordem de mérito.
- Para ser preciso, o ETS é um imposto sobre o consumo de eletricidade quando o consumo total excede a geração de energia de baixo carbono. No mercado britânico, isso ocorre quase sempre. Como a quantidade de geração de energia de baixo carbono é essencialmente aleatória, o incentivo para transferir o consumo de períodos de baixa geração para períodos de alta geração é mínimo. Além disso, como a maioria dos fornecedores depende de preços médios periódicos garantidos por contratos de hedge complexos, eles precisam assumir que a demanda estará concentrada nos períodos em que a geração a gás é necessária.
- A crescente dependência das importações da Europa complica o funcionamento do mercado de eletricidade do Reino Unido. No entanto, isso não afeta o ponto essencial de que o Sistema de Comércio de Emissões (SCE) aumenta o preço de mercado da eletricidade nos períodos em que a geração a gás é necessária para atender à demanda total.
Nota técnica:
Ao utilizar indicadores padrão de preços do gás e da eficiência de usinas termelétricas a gás, é importante ter em mente a distinção entre as medidas de PCS (Poder Calorífico Superior, baseado no Poder Calorífico Bruto) e PCI (Poder Calorífico Inferior, baseado no Poder Calorífico Líquido) do conteúdo energético do gás natural. A diferença entre os dois reside no calor latente do vapor de água produzido durante a combustão do gás. O PCS pressupõe que o vapor de água se condensa em líquido, enquanto o PCI pressupõe que o vapor de água permanece em estado gasoso. O PCS do gás natural é geralmente considerado 10.8% superior ao PCI.
Os preços do gás em libras esterlinas ou euros por MWh, dólares por milhão de Btu ou pence por termia são quase sempre cotados com base no Poder Calorífico Superior (PCS) para refletir o conteúdo total de calor do gás. No entanto, a eficiência de conversão de usinas termelétricas a gás, turbinas e motores geralmente é cotada com base no Poder Calorífico Inferior (PCI), pois esses sistemas tendem a liberar vapor de água quente em vez de condensá-lo. Quando a eficiência de uma usina de Ciclo Combinado a Gás (CCGT) é cotada como 60%, isso se refere ao PCI. Para converter esse valor em uma taxa de calor que possa ser usada com o preço de mercado do gás, conforme mencionado acima, é necessário dividir a eficiência por 1.108 (= 0.54) para convertê-la em PCS e, em seguida, calcular o inverso (= 1.85).
As fontes americanas tendem a usar taxas de calor expressas em Btu por kWh, porque os preços do gás nos EUA são cotados em dólares por milhão de Btu. A título de ilustração, uma taxa de calor de 7,000 Btu por kWh em unidades americanas corresponde a 2.05 MWh por MWh, visto que 1 MWh = 3.412 milhões de Btu.
Sobre o autor
Gordon Hughes é um proeminente economista da área de energia e ex-professor de Economia Política na Universidade de Edimburgo, Reino Unido. Ele atuou como consultor sênior em políticas energéticas e ambientais no Banco Mundial de 1991 a 2001.
Hughes publica artigos em uma página do Substack intitulada 'Sabedoria das Nuvens', que você pode assinar e seguir AQUISeu principal interesse reside nas políticas, finanças e regulamentação de energia, meio ambiente e infraestrutura.
Imagem em destaque retirada de 'Reino Unido e UE vão vincular os sistemas de comércio de emissões em importante acordo climático.', Carbon Herald, 19 de maio de 2025
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Toda a história começa com a premissa de que mais CO2 na atmosfera é ruim.
Não existe NENHUMA prova disso.
Na verdade, existem provas de que mais CO2 na atmosfera é benéfico para toda a vida vegetal, o que significaria que, em vez de pagar impostos, deveríamos patrocinar aqueles que emitem o CO2 que traz vida, ajudando a tornar nosso planeta mais verde!
Isso está correto. Quanto mais CO2 houver na atmosfera, maior será o crescimento das plantas e mais saudáveis. Toda a demonização do CO2 se baseia na premissa falsa de que o CO2 é ruim.
Mais uma fraude fiscal política/governamental.
Todo o sistema deveria ser descartado e a eletricidade deveria estar disponível sob demanda a partir de geradores a óleo, visto que o petróleo não é um combustível fóssil, mas um mineral abiótico produzido constantemente por processos naturais da Terra. Se quisermos "nos tornar verdes", precisamos de mais CO2 para a produção de alimentos, caso a falta de fertilizantes provenientes de fontes petrolíferas reduza a produção alimentar. Essa externalidade da queima de petróleo é um benefício, não um custo, portanto, a economia de Pigou se baseia em um fundamento equivocado.