EDP investe no Alqueva para compensar fecho de Sines

O dia e a hora estão marcados: à meia-noite da próxima quinta-feira, 14 de janeiro, a central a carvão da EDP em Sines vai finalmente desligar as turbinas de vez e fechar portas, ao fim de 36 anos a produzir energia elétrica de origem fóssil e poluente para abastecer todo o país. Ao todo, são 1.256 MW de potência instalada que saem do sistema elétrico nacional, pelo menos dois anos antes do que chegou a estar previsto pelo Governo.

“A EDP recebeu autorização da Direção Geral de Energia e Geologia sem qualquer restrição, para encerramento da central de Sines”, garantiu ao ECO/Capital Verde fonte oficial da elétrica, revelando que “tem estado sempre disponível para colaborar com o Governo no que respeita a garantir a segurança do abastecimento, e sempre que tal é necessário, estando a realizar investimentos na central do Alqueva para reforço da prestação de serviços de sistema (a nível do controlo de tensão)”.

Porquê o Alqueva? Porque, tal como Sines, esta barragem se situa no sul do país e poderia ser chamada a intervir como backup do sistema elétrico num cenário de pico. A empresa não revela o valor desses investimentos específicos para o Alqueva, mas garante que são trabalhos de manutenção e prevenção já previstos para a barragem.

António Martins da Costa, administrador da EDP, tinha já revelado no Green Economy Forum 2020, do ECO/Capital Verde que “a EDP tem colaborado com o Governo para garantir a segurança de abastecimento do sistema elétrico nacional com a saída do carvão”. E sublinhou: “Há uma preocupação grande” em garantir essa segurança na passagem para as renováveis. Sobre o carvão, garantiu que “já estava a dar prejuízo e a ser antieconómico. Do ponto de vista da EDP, é a decisão mais racional e economicamente mais certa”, disse.

Fonte da EDP confirma agora que “o agravamento fiscal sobre o carvão foi um dos fatores — embora não o único — que contribuiu para o encerramento da central”. Em Sines, “o stock de carvão remanescente é residual”, diz a EDP, mas a central “continua disponível para funcionar, caso seja necessário, até ao fim”.

Do lado do Governo, o ministro do Ambiente e da Ação Climática, Matos Fernandes, frisou que a central termoelétrica de Sines era responsável por 15% das emissões em Portugal e garantiu ser 100% seguro para o sistema elétrico nacional acabar com o carvão em Sines já em janeiro em 2021, com base nas avaliações feitas pela DGEG e pela REN, “em face da redução de consumos que existiu também consequência da pandemia de Covid-19, e com uma concertação da manutenção de todas as outras infraestruturas que produzem eletricidade e que podem ser backups”.

Segurança do abastecimento de eletricidade está garantida sem o carvão de Sines

O fecho da central de Sines chegou a estar previsto pelo Governo de António Costa apenas para 2023, uma vez que dependia da entrada em funcionamento das três barragens que a Iberdrola está a construir no Alto Tâmega e a construção de uma nova linha de eletricidade entre Ferreira do Alentejo e o Algarve, ambos os projetos ainda por concluir.

A IIberdrola garante que “o Sistema Eletroprodutor do Tâmega está a avançar conforme o previsto e os aproveitamentos hidroelétricos de Gouvães e Daivões e estarão disponíveis para entrar em operação no final de 2021”, com uma potência de 880 MW e 118 MW, respetivamente.

A decisão agora é diferente e tanto a DGEG como a REN garantem que a segurança do abastecimento de eletricidade está garantida sem o carvão de Sines. A central do Pego fica ainda a funcionar, mas em 2020 a contribuição do carvão para o abastecimento o consumo de eletricidade foi de apenas 4%, quando habitualmente ultrapassava os 20%.

“A produção de eletricidade, em Portugal, a partir de centrais termoelétricas convencionais não se esgota no carvão, tendo Portugal uma capacidade instalada total em centrais termoelétricas de ciclo combinado a gás natural de 3.829 MW“, disse ao ECO/Capital Verde fonte do Ministério do Ambiente e da Ação Climática (MAAC).

Além disso, a mesma fonte explicou que perante o descomissionamento da central termoelétrica a carvão de Sines antes de 2023, antes da entrada em exploração comercial das centrais hidroelétricas de Gouvães e Daivões, no Tâmega, foram estudadas várias medidas, do lado da produção e do lado do consumo de eletricidade: nomeadamente, consumidores abrangidos pelo regime de interruptibilidade. Estas medidas deveriam ser implementadas apenas “em caso de restrição extraordinária nos mecanismos de mercado ou na capacidade de importação”, diz o MAAC. A análise foi feita com base em dados do Relatório de Monitorização da Segurança de Abastecimento do Sistema Elétrico Nacional, publicado em 2019 (ainda sem efeito da pandemia), entre outras fontes.

Do lado da REN, tem também identificado medidas de curto e médio prazo, de forma a assegurar, ao longo do tempo, a capacidade de geração necessária para a satisfazer a procura e, simultaneamente, a disponibilidade da infraestrutura de rede necessária para garantir o regular escoamento da energia entre os pontos de produção e consumo.

“Algumas dessas medidas visam colmatar o período de tempo compreendido até à entrada em operação definitiva de novos elementos de rede (como as novas linhas elétricas do Eixo do Alentejo), bem como da nova capacidade de geração hídrica da Cascata do Tâmega e das novas centrais solares. Tais medidas incluem a disponibilização progressiva, e apenas em caso de necessidade, da capacidade de interligação em estreita colaboração com o Sistema Espanhol, da mobilização de reservas de produção a partir de centrais de cogeração ou outras fontes de geração convencionais especificas ou ainda, e em ultima instância, dos contratos de interruptibilidade em vigor”, disse ao ECO/Capital Verde fonte da REN.

Nem a DGEG nem a REN mencionaram diretamente as energias renováveis nas suas respostas, mas de acordo com os números mais recentes a produção de origem renovável abasteceu 59% do consumo de energia elétrica durante o ano de 2020, repartida pela hidroelétrica e eólica, ambas com cerca de 25%, biomassa com 7% e fotovoltaica com 2,6%. Já a produção fóssil abasteceu os restantes 38% do consumo, fundamentalmente com gás natural.

No final do ano, entre os dias 24 e 28 de dezembro, o sistema nacional funcionou 111 horas sem a contribuição de qualquer produção térmica clássica, tendo em conta a redução de consumos no período do Natal, associada a elevadas disponibilidades eólicas e hídricas. Neste período o sistema foi abastecido a partir de produção eólica com 47%, hídrica 19%, importação 17%, fotovoltaica com 2% e os restantes 15% de cogeração e biomassa.

Para João Conceição, COO da REN, “estes dados revelam a robustez do Sistema Elétrico Nacional, pois quando é necessário ajustar a diferentes fontes de produção, estas ficam disponíveis, em condições competitivas de mercado, assegurando a segurança e a fiabilidade do abastecimento”.