Ano: 2020

Depois de um primeiro semestre de 2020 que foi o 4º mais quente desde 1931, o mês de julho trouxe consigo um novo recorde. De acordo com o Instituto Português do Mar e da Atmosfera, este foi o julho mais quente dos últimos 89 anos.

Diz o IPMA que “este mês extremamente quente, e seco (apenas choveu em três dias), contribuiu para que o período de janeiro a julho de 2020 fosse o mais quente dos últimos 90 anos”. O resultado está à vista e a seca, ainda que “fraca”, está de volta a 71,4% do território português (litoral do distrito de Viana do Castelo, interior Norte-Centro, região de Lisboa e Vale do Tejo e grande parte da região Sul). Já a seca moderada afeta 19,9% do país (Baixo Alentejo — distritos de Setúbal e Beja — e Algarve) e a seca severa apenas 0,3% (Alvalade e Mértola, no Alentejo).

De acordo com o Índice Meteorológico de Seca (PDSI), calculado pelo IPMA, no final de julho verificou-se assim um “aumento da área em seca em todo o território” e uma “diminuição significativa dos valores de percentagem de água no solo”. Na região Nordeste, vale do Tejo, Baixo Alentejo e Algarve estes valores são mesmo inferiores a 20%.

O resultado está à vista e a Associação Portuguesa de Energias Renováveis (APREN) diz mesmo que já é possível constatar que as barragens de Foz Tua e Baixo Sabor Montante têm estado com percentagens de armazenamento reduzidas (entre 5 e 40%), verificando-se que “em alguns dos últimos dias não entraram em operação”, de acordo com as estatísticas diárias disponibilizadas pela REN. Já em 2019, e também no início de agosto, recorda a APREN, identificaram-se as centrais Raiva, Foz Tua e Pracana com percentagens de armazenamento abaixo das verificadas este ano, entre 0 e 35 %, destacando-se a de Pracana que não entrou sequer em operação.

No entanto, e apesar das baixas percentagens de armazenamento registadas entre 1 de julho e 12 de agosto, houve ainda assim produção hidroelétrica e bombagem em alguns dos dias, “portanto nenhuma barragem em Portugal parou de produzir por um período contínuo”, garante a APREN, reforçando que foram já identificadas quatro albufeiras abaixo dos 40%: Baixo Sabor Montante esteve sempre abaixo dos 40 %, já Baixo Sabor Jusante, Foz Tua e Raiva estiverem abaixo deste nível por períodos intermitentes.

Por seu lado, a EDP garante que não tem “qualquer albufeira abaixo do nível de água necessário para produzir energia elétrica. Neste momento, as albufeiras geridas pela EDP apresentam um armazenamento total médio ligeiramente superior a 70%”, explicou a EDP, salientando que a situação de as barragens estarem abaixo do nível de água necessário para produzir energia elétrica “ainda não ocorreu este ano”.

No entanto, admite a empresa, “já houve situações em que a EDP esteve vários meses sem produzir em determinadas albufeiras porque, dada a situação de seca, decidiu abdicar da produção e manter reservas de água que poderiam ser necessárias para consumo humano e outras atividades”.

Hídrica domina primeiro semestre, carvão regressa em julho

O primeiro semestre de 2020 registou um valor de produção hidroelétrica de 35,6 % da produção total em Portugal Continental, 15% superior à média do primeiro semestre dos últimos 5 anos. No acumulado de janeiro a julho, a energia hídrica dominou, seguida da eólica (24%) e do gás natural (23%). Olhando ao pormenor para o mês de julho, a energia hídrica caiu a pique para os 13% e o gás natural disparou para os 43%, com o carvão a regressar ao mix energético nacional com 2,4% da energia elétrica produzida.

Segundo as estatísticas mensais publicadas pela REN, as centrais a carvão, tanto do Pego como de Sines, produziram 86 GWh em julho, apesar de apresentarem taxas de utilização radicalmente inferiores quando em comparação com ano passado onde foram produzidos 756 GWh.

“É expectável que a produção de eletricidade a partir de fontes de energia fósseis e/ou a importação seja superior nos meses de verão onde as condições meteorológicas não são tão favoráveis à produção hídrica e eólica. Sendo julho dos meses mais secos do ano, a produção hídrica representou 13 % da geração total mensal e, consequentemente, a produção a partir de gás natural subiu para 43%. Daqui decorre a necessidade e atual aposta no recurso solar que pode colmatar e complementar o mix elétrico nacional, assim como o armazenamento que irá flexibilizar o sistema para aproveitar mais eficazmente a variabilidade dos recursos naturais”, disse fonte oficial da APREN, lembrando que decorrem no fim de agosto o leilão de energia solar para a entrega de 700 MVA (megavolt-ampere), “que permitirá novos investimentos no setor e um aumento da geração de energia solar”.

Em julho, a produção de eletricidade solar fotovoltaica atingiu um máximo histórico de 150 GWh, resultado dos novos investimentos no setor, que se refletiram na entrada em operação, sob o regime geral de mercado, de 50,7 MW de nova potência nos últimos dois meses, refere a APREN.

Do lado da EDP, a elétrica revela que a produção das suas centrais hidroelétricas no primeiro semestre de 2020 foi de 8,3 TWh, cerca de 90% superior à verificada no mesmo período de 2019 (4,4 TWh) e corresponde a um valor ligeiramente superior à média dos últimos 10 anos, diz fonte oficial.

Quanto à necessidade de queimar mais gás natural e carvão nos meses quentes para produzir eletricidade, a EDP diz que “a menor pluviosidade nos meses de verão conduz naturalmente à maior mobilização das centrais térmicas” e confirma que a central de Sines produziu 39 GWh em julho, correspondendo a menos de 1% do consumo desse mês.