Mega centrais solares “são mais difíceis de licenciar” e “não têm viabilidade”, diz setor das renováveis

Quando o assunto são as mega centrais solares que se construirão em Portugal na sequência dos leilões de 2019 e 2020 e se essa é a melhor forma de impulsionar o aumento de potência renovável em Portugal, as opiniões dividem-se.

Mas a verdade é que a fotografia do solar fotovoltaico de grande escala em 2030 no país não parece ter muitos adeptos, como ficou ontem provado nos dois últimos painéis conferência anual da APREN, repletos de pesos-pesos da indústria das renováveis.

Um dos mais críticos em relação às mega centrais solares foi Tiago Barata, da Generg, que defende leilões mais pequenos e canalizados para empresas locais.

“Vamos ver quando vão sair realmente do papel os projetos dos leilões de 2019 e 2020. Fomos a leilão com uma realidade que já não existe. Não nos devíamos focar só nas grades centrais, porque são mais difíceis de licenciar”, defendeu.

Outra voz bastante crítica foi a de João Manso Neto, CEO da Greenvolt, que argumenta mesmo que “as centrais de grande dimensão não têm viabilidade”, já que o acesso às redes demora muito tempo, e defende leilões graduais, de média dimensão com rendimentos previsíveis.

Para o futuro, o modelo que vê como mais viável para aumentar a capacidade renovável é o do autoconsumo e das comunidades de energia. Quanto ao offshore flutuante, diz que “exige leilões dedicados, com elevados custos de entrada”.

Na visão de Manuel Silva, da Aquila, a forma de aumentar as renováveis em Portugal “passa pelo solar e por muito solar”. O problema é a a “grande avalanche de pedidos na sequência dos leilões, que está agora na ser tramitados a conta-gotas”.

“Precisamos de toda a capacidade solar que conseguirmos. Pequena, grande. A questão é que o grande solar tem custos mais baixos, mas com grandes capacidades instaladas vêm também grandes responsabilidades dos projetos – biodiversidade, preservação dos solos. O novo regulamento do setor elétrico em consulta pública já prevê isso”, diz Manuel Silva.

Por seu lado, Miguel Lobo da Lightsource BP, que entrou no mercado em 2019, garante que “o país está subdesenvolvido na energia solar” face a outros países europeus, com apenas 1,3 GW de projetos instalados, 3% do total.

“Vimos mercado em Portugal para podermos investir. A indústria solar tem vindo a sofrer com o preço das matérias-primas, que estão hoje 20% acima. E esta crise não é temporária”, refere. No entanto, há que investir e fazer crescer o solar: “Com mais projetos a entrarem no sistema, as centrais a gás não vão ser tão chamadas para produzir eletricidade e o último preço a entra será solar, baixando o valor nos mercados grossistas”.

Para Álvaro Brandão Pinto, da Generg, faltam interligações de potência renovável. “Com os preços elevados de eletricidade temos de criar um sistema que as instalações são remuneradas no preço da produção, e que o preço da eletricidade é adequado”.

Quanto à meta de 9 GW de solar em 2030, diz que que em 2027 podemos chegar aos 5 GW, mas “temos de criar condições para que não desapareçam”.

Pedro Norton, da Finerge, não esconde que vê com bons olhos acordos entre os promotores dos projetos solares e os operadores de redes “para acelerarmos” o processos demasiados complexo de licenciamento. “Este é um problema grave e que agravou durante a pandemia, Precisamos de estabilidade regulatória, confiança. Como se vão financiar esses 9GW?”, questionou.

Quanto à Finerge, garante, “tem capacidade”, mas “o mercado dos PPA não é assim tão dinâmico” e os players têm acessos diferentes ao financiamento. A empresa que lidera está agora de olho no armazenamento e no hidrogénio e na internacionalização, sobretudo para o mercado espanhol.

Sobre o solar flutuante, Miguel Patena, da EDP, puxou dos galões para dizer que agora é novidade mas é algo que a empresa já tem vindo a fazer desde 2015.

“É um tipo de hibridização que fazia todo o sentido do ponto de vista ambiental, das infraestruturas. Avançámos mesmo sem haver legislação. Depois houve vontade de inovar da parte do legislador, em 2019”, conta.

Quanto ao leilão que será anunciado em breve, diz que não há qualquer exclusividade da EDP, nas barragens, imperando a livre concorrência, já que os pontos de rede que são um bem público. No Alqueva, a EDP está já a instalar 4 MW de solar flutuantes, mas se vários operadores de juntassem, podia ser 1 GW num ano”. Para Já, MIguel Patena admitiu que o solar flutuante tem um custo mais alto em relação ao solar onshore.

Ainda sobre as mega centrais solares e o risco de atapetar Portugal de painéis fotovoltaicos, Teresa Ponce de Leão, do LNEG, diz que “esse limite está dependente do uso do solo”.

Já sobre o hidrogénio, matéria a que o LNEG se tem dedicado, com a elaboração de um Atlas do Hidrogénio, a responsável revela que há 20 GW de capacidade pedidos e que está “muito otimista”, tendo em conta “o interessa da indústria”

“Não é por acaso que se fala tanto de hidrogénio. Era a peça do puzzle que faltava. Os projetos vão-se fazer de certeza e são passíveis de ser acomodados. O calcanhar de Aquiles é que não avaliamos tudo e esbarramos nas dificuldades, daí o Atlas que estamos a elaborar”, remata.

A APREN realizou nos dias 9 e 10 de novembro, a sua conferência anual, subordinada ao tema “Renováveis, motor da recuperação económica”, no Grande Auditório da Culturgest, em Lisboa.