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Elétricas obrigadas a investir €800 milhões para evitar apagões em Portugal

Sines Central a carvão da EDP pode operar até 2025, mas o seu futuro ainda é incerto

luís barra

Alerta. Relatório da Direção-Geral de Energia avisa que o sistema elétrico nacional enfrenta riscos a partir de 2025. Novo investimento em grandes centrais só deverá avançar com subsídios que serão suportados pelos consumidores

Miguel Prado

Miguel Prado

Jornalista

Testes de stress. Durante os últimos anos, essa foi uma realidade que marcou a vida dos bancos e que balizou a gestão das maiores instituições financeiras nacionais. Mas os testes de stress são igualmente relevantes noutras atividades. Como a produção de eletricidade. O mais recente relatório da Direção-Geral de Energia e Geologia (DGEG) alerta que, num cenário-limite, Portugal enfrenta riscos de segurança de abastecimento de eletricidade, caso novos investimentos em grandes centrais elétricas não sejam feitos nos próximos anos.

O “Relatório de monitorização da segurança de abastecimento do sistema elétrico nacional” para o período 2017-2030, que foi homologado em janeiro pelo secretário de Estado da Energia, Jorge Seguro Sanches, e agora publicado pela DGEG, assume que até 2024 o sistema elétrico “mostra-se capaz de dar resposta à evolução expectável dos consumos de eletricidade, assegurando níveis adequados de segurança de abastecimento”.

Contudo, o índice de cobertura da ponta de consumo ficará após 2024 “no limiar do valor considerado como limite mínimo” para cumprir os critérios de segurança.

Isso traduz-se, segundo a DGEG, na “necessidade de dispor de capacidade térmica de base na ordem dos 900 megawatts (MW), de forma a conferir estabilidade e robustez ao sistema para fazer face ao aumento da componente renovável no sistema eletroprodutor, que em 2025/2026 será na ordem dos 80%”. E nova capacidade térmica significa principalmente duas grandes opções energéticas: centrais alimentadas a carvão ou a gás natural.

O ano 2025 pode parecer um prazo longínquo. Mas para o sector energético trata-se de um horizonte relativamente próximo, atendendo a que o investimento em grandes centrais elétricas é um processo moroso, desde a captação de financiamento ao licenciamento ambiental dos projetos, passando pela própria construção dos empreendimentos, que normalmente leva vários anos.

RISCOS. Alerta da DGEG pondera a capacidade instalada e previsões de evolução do consumo

RISCOS. Alerta da DGEG pondera a capacidade instalada e previsões de evolução do consumo

JOSÉ CARLOS CARVALHO

A DGEG recomenda que sejam avaliadas opções tecnológicas que representem o menor custo para o sistema elétrico “mas que permitam a sua implementação atempadamente de forma a evitar disrupções no abastecimento de eletricidade”. “Os resultados do teste de stress indicam que caso o sistema eletroprodutor nacional não evolua mais além do previsto até final de 2016 mostrar-se-á insuficiente para dar resposta às necessidades de consumo a partir de 2025”, aponta o relatório. Ou seja: para evitar o risco de apagões daqui a oito anos, o país tem de começar a pensar já em reforçar a capacidade de produção.

É verdade que Portugal já tem uma potência instalada superior à média que habitualmente é utilizada para suprir o consumo de eletricidade. Mas a segurança do sistema é pensada olhando para trás e analisando os picos de consumo do passado, bem como os efeitos meteorológicos, a variação de produção em anos mais secos e anos mais chuvosos, entre outros fatores. E, claro, olhando para a frente, com base em previsões de crescimento económico e de evolução da procura de energia.

Centrais antigas serão ou não desligadas?

O relatório que a DGEG agora publicou assumiu como pressupostos os prazos previstos para o descomissionamento (o ato de desligar da rede elétrica) de algumas grandes centrais que ainda estão em operação, como a central a carvão que a EDP tem em Sines (que poderá operar até 2025), a termoelétrica a carvão da Tejo Energia no Pego (até 2021) e a central de ciclo combinado a gás natural da Turbogás na Tapada do Outeiro (2024).

A EDP acredita que a sua central a carvão em Sines está preparada para operar para lá do prazo previsto, o que retiraria ao sistema elétrico pressão para novas centrais. “Sines está no top 3 das centrais a carvão mais eficientes da Península Ibérica e cumpre com todos os requisitos ambientais de emissões, pelo que a EDP pretende continuar a explorar a central enquanto as condições de mercado o suportarem”, afirmou ao Expresso fonte da empresa.

Nuno Ribeiro da Silva, presidente da Endesa Portugal, admite que as centrais de Sines e do Pego (a Endesa tem uma participação nesta última) têm condições para operar para lá das datas previstas pela DGEG, já que recentemente foram alvo de investimentos superiores a 100 milhões de euros cada uma para cumprir os padrões europeus de emissão de CO2. “É possível estender a sua operação com fiabilidade”, diz Nuno Ribeiro da Silva ao Expresso.

Mas o gestor da Endesa tem dúvidas de que a central a gás da Tapada do Outeiro (operada pela Turbogás, pertencente ao grupo Trustenergy) tenha condições para ir além de 2024, já que usa uma tecnologia mais antiga, e menos eficiente, de ciclos combinados (produção combinada de eletricidade e vapor).

LARES. Central da EDP em Lares, Figueira da Foz, é uma das mais recentes que funcionam com gás natural

LARES. Central da EDP em Lares, Figueira da Foz, é uma das mais recentes que funcionam com gás natural

NUNO BOTELHO

A possibilidade de estender a operação das atuais centrais minimizaria a urgência em investimentos de raiz. Investimentos que poderão ser particularmente pesados. Um estudo comparativo da Bloomberg Energy Finance de 2013 apontava, quer para as centrais alimentadas a gás quer para as termoelétricas a carvão, um investimento em torno de um milhão de dólares por megawatt (MW). Segundo Nuno Ribeiro da Silva, essa referência permanece válida à data de hoje. E atiraria o custo dos 900 MW de nova capacidade recomendada pela DGEG para mais de 800 milhões de euros.

De acordo com Nuno Ribeiro da Silva, o custo efetivo de uma nova central variará em função de um conjunto de fatores. Uma central a carvão perto de um porto (como a de Sines) tem menos custos logísticos com a obtenção do combustível do que uma central instalada no interior (como a do Pego), assim como uma central de ciclo combinado a gás natural pode ser um investimento mais ou menos oneroso consoante tenha ou não ao seu dispor uma rede já montada de gás natural.

Governo relativiza

O gabinete do secretário de Estado da Energia relativiza o alerta da DGEG, notando que apenas no teste de stress a capacidade atual se revela insuficiente, enquanto os restantes cenários trabalhados apenas preveem pressão sobre o sistema a partir de 2025 e “em circunstâncias especiais”.

“O Governo não considera que haja motivos para preocupação relativamente à segurança do abastecimento. Adicionalmente, está em curso a preparação de leilões de capacidade para garantir que o mercado vai dar sinais, via preço, da necessidade de reforço da capacidade, abrindo assim espaço a investimentos para suprir eventuais necessidades”, lê-se na resposta que o gabinete de Jorge Seguro Sanches enviou às questões colocadas pelo Expresso.

Ora, os leilões de capacidade aludidos pelo secretário de Estado da Energia serão uma peça-chave do desenho futuro do sistema elétrico nacional. Trata-se de concursos em que o Estado chamará as elétricas a oferecerem o seu melhor preço para o serviço de garantia de potência. Este serviço implica que essas empresas coloquem à disposição do sistema elétrico lotes de capacidade de produção para garantir a segurança do abastecimento num contexto de elevada variabilidade da produção a partir de fontes renováveis.

O serviço de garantia de potência já existe há vários anos em Portugal, mas os seus custos para o sistema elétrico (leia-se, para os consumidores de energia), que chegaram a ser de 60 milhões de euros por ano, eram fixados de forma administrativa, sem leilão.

O Governo espera que ao recorrer a um mecanismo de leilão consiga baixar o custo daquele serviço face ao incentivo atual de 6 mil euros por ano por cada MW instalado. Há, no entanto, um desafio nesta matéria: em Espanha, o incentivo por garantia de potência que é dado às elétricas é hoje de 20 mil euros por MW. Tendo em conta que os dois mercados estão interligados, que incentivos têm as elétricas em competir por subsídios mais baixos em Portugal quando podem beneficiar de remunerações mais altas em Espanha?

Nuno Ribeiro da Silva nota que “o interesse para o investimento em novas centrais em Portugal e a competitividade desse investimento não podem estar desligados do que acontece em Espanha”. “Se se prolongar no tempo a operação de centrais térmicas ou nucleares que já estão amortizadas em Espanha, é difícil arranjar espaço para fazer novas centrais térmicas em Portugal”, exemplifica o gestor.

A EDP também realça que a decisão de investimento em nova capacidade em Portugal tem de ponderar o quadro regulatório. “Com a penetração de renováveis e o aumento da interligação entre países, as tecnologias térmicas terão cada vez mais um papel de backup do sistema, o que obriga a desenvolver enquadramentos regulatórios que suportem decisões de novos investimentos. Naturalmente, a EDP analisará as oportunidades de investimento que possam surgir e o respetivo perfil de risco”, explica a empresa presidida por António Mexia.

Tudo aponta para que as empresas apenas considerem a hipótese de construir novas centrais termoelétricas com incentivos. E incentivos como os pagamentos por garantia de potência (que para as elétricas são a remuneração de um serviço e não um subsídio), embora suportados pelos consumidores de eletricidade, têm sempre de passar pelo crivo do Estado. O que deixa agora a “batata quente” da segurança de abastecimento na mão do Governo.