Do carvão de 1985, ao hidrogénio em 2022. O futuro de Sines será verde mas a central não será reconvertida

"A avaliação não aponta para a reconversão da central termoelétrica (dos equipamentos industriais de queima de carvão e produção de energia) por motivos técnicos e económicos", diz fonte da elétrica.

Foto: EDP

Ao fim de 35 anos a queimar carvão para produzir eletricidade e iluminar o país, a central da EDP em Sines tem agora os dias contados. A data está marcada, só falta decidir dia e hora: em janeiro de 2021 a maior central elétrica de Portugal fecha portas e põe fim a um ciclo. Com o negro do carvão no passado, de que cor será o futuro de Sines? A EDP garante que será verde, tal como o hidrogénio livre de emissões poluentes que ali virá a ser produzido por eletrólise, juntando energia renovável fotovoltaica e a água do oceano Atlântico que banha São Torpes, na costa alentejana.

Quanto à central propriamente dita, com as suas imponentes chaminés com 225 metros de altura e os 1.256 MW de potência instalada divididos por quatro grupos, fonte oficial da EDP revelou ao ECO/Capital Verde que a mesma não será reconvertida para “queimar” nenhum outro combustível, poluente ou não poluente, para a produção de energia elétrica. As razões são técnicas, explica a empresa, mas acima de tudo económicas.

A avaliação feita não aponta para uma reconversão da central termoelétrica (nomeadamente dos equipamentos industriais de queima de carvão e produção de energia) – tanto por motivos técnicos, como económicos – mas sim para o aproveitamento das infraestruturas associadas à central (por exemplo de tomada e restituição de água, caminho para terminal de GNL ou edifícios administrativos) para o projeto de hidrogénio verde que poderá usar a mesma localização”, disse fonte oficial.

O processo de descomissionamento e desmantelamento do colosso energético que entrou em funcionamento em 1985 (destronando nessa altura a central elétrica a fuelóleo de Setúbal, cujas chaminés foram derrubadas pela EDP este ano) “implica várias etapas que terão agora de ser avaliadas e executadas, previsivelmente, num período de cerca de cinco anos”, explica a mesma fonte.

E se em Setúbal os terrenos da velhinha central na península da Mitrena estão hoje limpos e prontos a receber novos projetos de energias renováveis, hidrogénio incluído, em Sines tudo aponta para o “aproveitamento das infraestruturas associadas à central para o projeto de produção de hidrogénio verde”.

“A EDP está empenhada em trabalhar para a descarbonização da economia e para o cumprimento das metas de sustentabilidade, mantendo entre os seus objetivos ter 90% da energia produzida a partir de fontes renováveis e reduzir em 90% (face a 2005) as emissões de CO2. Analisou-se por isso, um conjunto de alternativas, sempre dentro de opções sustentáveis, e neste momento o único cenário considerado adequado e com maior potencial é o do hidrogénio verde. A EDP espera que o projeto de produção de hidrogénio verde (anteriormente designado como ‘Green Flamingo’), que está atualmente em avaliação pelo governo e por um consórcio de empresas (entre as quais a própria EDP), possa dar início a um novo ciclo no atual processo de transição energética. A expectativa é que possa também ser um novo pólo de dinamismo para a economia local e também do país”, disse fonte oficial da EDP.

Sines não queima carvão há quase meio ano, desde 25 de janeiro. Em comunicado, a elétrica informou esta terça-feira que a central irá ainda vender em mercado a energia produzida pela queima do carvão que restar em stock – e só então avança com desmantelamento da central. Questionada sobre quantos dias, ou quantas horas, a central ainda funcionará até janeiro de 2021 e quantas toneladas de carvão estão ainda em stock, a EDP não quis entrar em pormenores, dizendo apenas que “a central produzirá o estritamente necessário para a queima do carvão armazenado”.

A empresa estima que o encerramento das centrais a carvão a nível ibérico da EDP (uma em Portugal e duas em Espanha, nas Astúrias) tenha um custo extraordinário de cerca de 100 milhões de euros em 2020. “A produção de energia em centrais a carvão tem vindo a perder competitividade pelo agravamento dos preços das licenças de emissão de CO2 – que esta segunda-feira 13 de julho atingiu o máximo dos últimos 14 anos – bem como da carga fiscal a ela associada”, disse fonte oficial.

Sobre se está assegurada a segurança de abastecimento e o fornecimento de energia à rede elétrica após o fecho de Sines, a EDP garante que “o prazo de encerramento é compatível com PNEC 2020-30 aprovado através de Resolução do Conselho de Ministros de 10 de julho, e aguarda o posicionamento da DGEG”, tal como disse o ministro do Ambiente e Ação Climática, Matos Fernandes, no Parlamento.

Mexia já tinha avisado que central de Sines não seria reconvertida

O pedido foi avançado em janeiro ao ECO/Capital Verde pelo secretário de Estado da Energia, João Galamba, e confirmado por Matos Fernandes: o Governo queria a central de Sines como parte da transição energética e pediu à EDP para trocar o carvão queimado na central termoelétrica pelo hidrogénio verde.

No entanto, António Mexia descartou de imediato uma possível reconversão da histórica central a carvão para trabalhar a hidrogénio: “A central, em si, não. A central a carvão tem uma escala e uma configuração muito diferente do que é o projeto de hidrogénio, que inclui centrais de eletrólise mais pequenas”, disse o CEO da EDP em declarações ao Capital Verde, do ECO.

António Mexia confirmou que a EDP está “particularmente interessada” na produção de hidrogénio em território nacional, mas deixou em aberto o futuro da termoelétrica. “Estamos disponíveis para o projeto. Qual a sua configuração? Temos de ver. Porque na eletrólise estamos a falar de centrais na ordem das dezenas de megawatts e Sines tem mais de 1.000 MW”, disse o CEO.

Sobre uma eventual compensação financeira à empresa pelo fecho antecipado da central a carvão, que o Governo já garantiu que não pagará, Mexia afirmou que “o setor da energia não pode ser o único negócio do mundo onde as pessoas são obrigadas a operar e a perder dinheiro”.

Já Matos Fernandes explicou que o consórcio industrial de larga escala para produzir hidrogénio em Sines “inclui um grande consumidor, a refinaria [da Galp], um grande produtor, a EDP, e um porto muito vocacionado para o transporte e exportação destes produtos”. “O papel exato e concreto que as paredes daquela central a carvão vão desempenhar no futuro está a ser discutido”, disse o ministro, remetendo mais pormenores para o proprietário. “O Estado é o dono dos terrenos, mas não é o dono da central”, referiu Matos Fernandes.

Galamba queria “reciclar” Sines: “Se queimam coisas, podem queimar outras”

Da parte do Governo, foi o próprio João Galamba que revelou ao ECO/Capital Verde o repto lançado à elétrica: “Não sabemos se é possível, se é viável, mas estamos a estudar essa hipótese e desafiámos a EDP para nos apresentar um projeto de reaproveitamento da central de Sines para novas fontes de energia. A ideia é incluir a termoelétrica de Sines no projeto de hidrogénio já anunciado, ficando como uma central de recurso para quando for necessário equilibrar o sistema, quando não houver sol ou vento, nem possibilidade de recorrer às barragens. Queremos ter ali um backup a hidrogénio”.

Já antes Galamba tinha mostrado vontade de “reciclar” as centrais a carvão do Pego e de Sines: “Se queimam coisas, podem queimar outras”, disse o secretário de Estado na última conferência da Associação Portuguesa de Energias Renováveis (APREN). Depois reforçou a ideia: “É do interesse de todos, do país, do Governo, dos trabalhadores, das empresas, que não se desmantelem as centrais. Ambientalmente é melhor. Podemos aproveitar essas centrais, os investimentos já feitos, os equipamentos que já existem e, se for possível, adaptar essas centrais a outras fontes de energia. O Governo está interessado nessa possibilidade e lançámos o desafio às empresas”.

Face a uma possível reconversão de Sines, do carvão para hidrogénio, o presidente da APREN, Pedro Amaral Jorge, explicou que “uma central a carvão tem duas partes: a caldeira a combustíveis fósseis e a turbina de vapor. Se substituir o carvão por uma fonte renovável, posso sempre continuar a produzir eletricidade a partir de vapor”. Ainda sim, sublinha, “a reconversão depende sempre da viabilidade económica e neste momento faz mais sentido converter Sines em solar e eólico e adaptar os trabalhadores à nova realidade”.

Para Sines poder fechar, ainda falta o sim do Governo

A DGEG tem seis meses a partir de agora para se pronunciar sobre se aceita ou não a declaração de renúncia da licença de produção da central termoelétrica de Sines com efeitos a janeiro de 2021, ou seja, a manifestação da intenção da EDP de encerrar a central nesta data. O ministro disse que o encerramento antecipado de Sines é uma boa notícia para o país, mas não é 100% isenta de “inquietações”.

“A nossa decisão terá em conta a segurança do abastecimento e a rejeição de qualquer tipo de compensação à empresa, no caso de a central ter de continuar a operar”, disse Matos Fernandes aos deputados.

No entanto, se a resposta da DGEG for não (“o que não deverá acontecer”, disse o ministro), Matos Fernandes voltou a frisar que “não haverá lugar ao pagamento de uma compensação monetária à EDP caso a central de Sines continue a operar”. Sendo a maior central elétrica do país, a central de Sines esteve abrangida, até 31 de dezembro de 2017, por um contrato de Custos de Manutenção do Equilíbrio Contratual (CMEC), criado em substituição do Contrato de Aquisição de Energia (CAE) original. A partir daí, toda a energia elétrica produzida a partir do carvão passou a ser comercializada em regime de mercado, com preços variáveis. Em 2019 a EDP renovou junto da Agência Portuguesa do Ambiente a licença ambiental de Sines.

O MAAC está a trabalhar para ter uma “noção clara do que teremos de fazer para dizer sim sem sobressalto” à EDP.

Para isso, disse, é preciso ter garantias do lado da oferta (mais apoio por parte da rede elétrica espanhola, maior aproveitamento das mega centrais solares fotovoltaicas situadas no Alentejo e Algarve, controlo de tensão e ainda a manutenção de uma reserva própria na central hidroelétrica do Alqueva) e também do lado da procura, com a “redução de consumos não prioritários que não afetarão os consumidores” nas suas casas.

“A situação ideal seria a o encerramento da central acontecer já com as barragens do Alto Tâmega a funcionarem e com a construção da linha 400 kV que ligará Ferreira do Alentejo a Tavira concluída. Contudo, mesmo sem estas infraestruturas a funcionarem, o sistema elétrico nacional dispõe de redundâncias que poderão garantir o habitual abastecimento de eletricidade ao sul do país É uma matéria que estamos a estudar”, garantiu Matos Fernandes.

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