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| - De facto, Portugal deixou de produzir eletricidade a partir da queima de carvão em 2021, ao encerrar as centrais termoelétricas de Sines (da EDP) e do Pego (da Tejo Energia). Perante o agravamento da seca e a diminuição do armazenamento de água nas albufeiras das barragens, parece ser lógica a ideia de que uma maior produção hidroelétrica – para compensar a perda dos mais de 1,8 gigawatts (GW) de potência firme das centrais a carvão – terá provocado o esvaziamento das albufeiras. Mas indo além da mera intuição, o que dizem os dados concretos?
Os dados da REN – Redes Energéticas Nacionais esclarecem as dúvidas: há cinco meses consecutivos que a produção hidroelétrica em Portugal está em queda, relativamente ao período homólogo (de 2020) quando ainda estavam em funcionamento as centrais a carvão de Sines e do Pego.
Aliás, as quedas da produção hidroelétrica têm sido bastante acentuadas: em setembro de 2021 baixou 18,3% (em comparação com setembro de 2020), em outubro de 2021 baixou 41% (vs. outubro de 2020), em novembro de 2021 baixou 45,4% (vs. novembro de 2020), em dezembro de 2021 baixou 45,8% (vs. dezembro de 2020) e em janeiro de 2022 baixou 52,9% (vs. janeiro de 2021).
Foi precisamente nesse sentido que apontou o ministro do Ambiente e da Ação Climática, João Pedro Matos Fernandes, no dia 8 de fevereiro. “Os números são objetivos. De outubro até janeiro a produção de eletricidade a partir de fonte hídrica reduziu-se bastante em comparação com o ano passado”, afirmou Matos Fernandes, referindo-se ao período homólogo de 2020 (e não do “ano passado”, lapso verbal do ministro).
A queda da produção hidroelétrica está comprovada, através dos dados da REN. Mas e quanto aos níveis de armazenamento de água nas albufeiras das barragens? De acordo com o último boletim semanal do Sistema Nacional de Informação de Recursos Hídricos (SNIRH) da Agência Portuguesa do Ambiente (APA), “a 7 de fevereiro de 2022 e comparativamente ao boletim anterior (de 31 de janeiro de 2022) verificou-se a manutenção do volume armazenado numa bacia hidrográfica, o aumento em quatro e a diminuição em nove. Das 61 albufeiras monitorizadas, nove apresentam disponibilidades hídricas superiores a 80% do volume total e 14 têm disponibilidades inferiores a 40% do volume total”.
No entanto, “os armazenamentos na primeira semana de fevereiro de 2022 por bacia hidrográfica apresentam-se inferiores às médias de armazenamento de fevereiro (1990/91 a 2020/21), excepto para as bacias do Douro, Guadiana e Arade”.
Ou seja, nem todas as barragens estão com baixos níveis de armazenamento, mas há 14 que no início de fevereiro “têm disponibilidades inferiores a 40% do volume total”, em situação mais crítica.
Porque é que foram encerradas as centrais a carvão?
Em declarações ao Polígrafo, Pedro Amaral Jorge, presidente da Direção da Associação Portuguesa de Energias Renováveis (APREN), explica que “o encerramento das centrais a carvão, planeado para final de 2023, ocorreu, por vários motivos, mais cedo do que o inicialmente previsto”, desde logo pelo “aumento exponencial que se tem verificado no preço das licenças de CO₂ no Comércio Europeu de Licenças de Emissão (CELE), assim como o fim da isenção de ISP em Portugal, tornando o funcionamento destas centrais bastante mais dispendioso“.
Além disso, prossegue Amaral Jorge, “verificou-se que o referido phase-out antecipado das centrais a carvão coincidiu com o início da pandemia provocada pela Covid-19, que trouxe consigo um decréscimo significativo no consumo de eletricidade em Portugal. É ainda sabido que o fecho da Central do Pego em novembro de 2021, a qual contava com cerca de metade da potência instalada da Central de Sines, resultou também da cessação da vigência do Contrato de Aquisição de Energia (CAE)”.
Fim do carvão implica maior utilização das barragens?
Na perspetiva de Clemente Pedro Nunes, professor catedrático do Instituto Superior Técnico, “o fecho prematuro das centrais a carvão esteve na origem do incremento do recurso à turbinagem em barragens de albufeira para assegurar potência elétrica firme e evitar apagões“. O especialista em Engenharia Química e Industrial sublinha que Portugal necessita de “potências firmes, produzidas com matéria-prima que podemos armazenar”, e as únicas soluções na ausência do carvão “são o gás natural, que está a um preço elevadíssimo, as barragens ou a importação”.
“Potência elétrica é aquela a que se pode recorrer quando se pretende, pois baseia-se numa matéria-prima que se pode armazenar diretamente, como é o caso do carvão ou da água numa barragem com albufeira. Dado que desde o Governo de Sócrates, Portugal baseou o seu sistema elétrico em potências intermitentes, eólicas e solares, a pressão sobre as potências firmes aumentou muito a fim de evitar apagões“, explica Nunes, antigo presidente da Associação Portuguesa dos Industriais Grandes Consumidores de Energia Elétrica (APIGCEE), em declarações ao Polígrafo.
Por sua vez, Francisco Ferreira, presidente da ZERO – Associação Sistema Terrestre Sustentável, assegura que “não há nenhuma evidência de que a qualquer altura o país tenha tido que usar uma das barragens que está, neste momento, com níveis mais baixos por razões de absoluta necessidade, ou seja, por não haver centrais a carvão“.
Também Amaral Jorge, da APREN, aponta no mesmo sentido: “Uma vez que a produção hídrica depende obrigatoriamente das condições meteorológicas, nomeadamente da pluviosidade, não é viável recorrer à mesma em situações de seca.” Daí a “suspensão da produção de eletricidade em cinco barragens, de forma a assegurar as quotas mínimas de água“.
Posto isto, continua, “é evidente a relação entre o índice de produtibilidade hídrica e a produção hídrica de eletricidade, onde se destaca o exemplo do ano seco de 2017, seguido do ano de 2018 que ficou marcado pelos recordes de incorporação hídrica nos meses de março e abril. Ou, mais recentemente, fevereiro de 2021. Recorde-se ainda que os meses de janeiro e de fevereiro de 2018 apresentaram, à semelhança deste ano, valores baixos de produção hídrica”.
Da mesma forma, a percentagem de armazenamento das barragens está também relacionada com o índice de produtibilidade hídrica. Ou seja, “se não chover, como se tem verificado neste Inverno, a percentagem de armazenamento das barragens tende a decrescer“. No entanto, Amaral Jorge garante que estes factos “em nada estão relacionados com o fecho das centrais a carvão“.
“Se não chover, como se tem verificado neste Inverno, a percentagem de armazenamento das barragens tende a decrescer”, mas estes factos “em nada estão relacionados com o fecho das centrais a carvão”, garante Pedro Amaral Jorge, presidente da APREN.
Porquê? De acordo com Ferreira, Portugal dispõe de “um conjunto de barragens que continua a funcionar em pleno e sem problema nenhum”, porque são “barragens que têm turbinagem e bombagem. Ou seja, por exemplo no Alqueva, na Aguieira, no Tua, no Sabor… Todas essas barragens passam água para a barragem seguinte e podem bombar água outra vez para montante”. Em suma, estas barragens estão disponíveis para “qualquer altura”, já que não obrigam a baixar o nível da albufeira.
Embora admita a existência dessas barragens de reserva, Nunes lembra que “algumas estão a ir contra o que o próprio ministro [do Ambiente] disse”. Ainda assim, considera que “a partir de janeiro, quando já havia previsões de seca, qualquer que fosse o preço devia ter-se parado o funcionamento das barragens“.
“Há ainda as barragens que estão a correr permanentemente, mas mesmo com essas tem que se ter muito cuidado. Há de facto alguma produção hídrica que se pode fazer neste momento, não indo contra as reservas estratégicas destas barragens, mas é muito pouco”, conclui Nunes.
Como é possível verificar na imagem abaixo, fornecida por Pedro Amaral Jorge, “encontramo-nos num Inverno no qual o índice de produtibilidade hídrica está baixo e esse facto iria verificar-se com ou sem as centrais do Pego e de Sines a funcionar”.
Observando o gráfico, sustenta Amaral Jorge, “é possível constatar que durante 2017 e 2018, ao longo das oscilações do índice de produtibilidade hídrica, a produção de carvão manteve-se aproximadamente constante, tendo apenas uma redução significativa no período excecional referido acima de 2018. Em 2019, a central do Pego começou a demonstrar um funcionamento irregular, tornando-se visível a redução na produção total de carvão, dado que esta representava 2/3 do total de potência instalada em carvão”.
Na resposta ao Polígrafo, Amaral Jorge salienta ainda outro gráfico que “demonstra a dinâmica anual entre o índice de produtibilidade e a geração hídrica face às restantes fontes, identificando-se perfeitamente a interdependência com a sua disponibilidade e não com as restantes fontes disponíveis no mix energético nacional”.
Ferreira ressalva também que “nós temos albufeiras e vários locais do país, várias bacias, que não estão com problemas, por exemplo o Guadiana. Temos ainda centrais a gás, chamadas centrais de ciclo combinado a gás natural, que têm assegurado o fornecimento de eletricidade em Portugal. E houve uma avaliação da segurança de abastecimento para a saída das centrais a carvão. Se chegássemos à conclusão de que isso punha em causa o sistema elétrico nacional, teríamos que arranjar um esquema e garantir que as centrais continuavam a funcionar”.
Esta é outra das questões em debate. Afinal, estamos ou não a importar carvão de Espanha? Segundo Ferreira, “o carvão em Espanha é completamente residual” e “tem andado em menos do que 4%, num país muito maior do que o nosso”, sendo portanto uma estatística praticamente “irrelevante”.
Como se explica a redução do armazenamento de água nas albufeiras?
A ideia de Ferreira é que “havia uma expectativa de que iria chover“. Isso ou o facto de o preço da eletricidade estar “muito elevado e, portanto, permite fazer ali alguma mais-valia, principalmente nas horas de ponta, em que a eletricidade é mais cara. Ou seja, nos períodos em que a eletricidade é muito cara foi-se utilizando essas barragens para fazer o negócio que está associado à sua exploração”.
Na resposta ao Polígrafo, Ferreira diz que o contrato de utilização das barragens pode ser o grande motivo para a quebra: “É essa a principal razão. Não há evidência nenhuma de que eu tenha tido que utilizar qualquer uma daquelas barragens por não ter carvão, porque tenho. Nós até estamos convencidos de que o carvão sairia mais caro do que o gás natural, porque o preço do CO₂ está num pico e o preço do carvão não está suficientemente competitivo. Ou seja, a combinação do preço do carvão com o preço das licenças de COE, que pesam muito mais no carvão do que no gás natural, não compensa“.
Para Nunes, não há dúvidas de que o carvão está “bastante mais barato do que o gás natural, mesmo com a taxa de carbono”. Ao eliminar prematuramente o recurso ao carvão, ao contrário do que a Espanha fez, “Portugal tem obrigatoriamente que recorrer ao gás natural, à importação ou às barragens de albufeira, desde que estas tenham reservas suficientes de água para o efeito”.
“Como a eletricidade produzida a gás natural é atualmente muito mais cara do que a produzida a partir do carvão, bem como da importada, Portugal passou a turbinar muito mais do que devia a partir de dezembro, o que é verdadeiramente inaceitável dada a escassez de chuva e o baixo nível das barragens desde o inicio de janeiro”, continua.
“É evidente que, se tivermos que ter uma potência firme, vamos recorrer à importação. Ontem à tarde, por exemplo, Portugal estava a importar 50% do que consome. Isto é um número absurdo para quem tem 20.000 megawatts de potência instalada. Se quisermos fornecer aos clientes e evitar o apagão, só temos duas potências firmes internas que podemos utilizar neste momento. Isto se não usarmos as barragens, mas a tentação de usar as barragens é enorme porque é mais barata. Aliás, foi por isso, exatamente nas mesmas premissas, que o Governo espanhol deu ordens a três centrais de carvão para avançar e são essas que estão a aguentar a Ibéria”, sustenta o engenheiro químico.
Quanto ao preço da energia, Nunes destaca que quando na Finlândia custava cerca de 70 euros por megawatt/hora (MWh), em Portugal atingia valores na ordem dos 210 euros. “Mesmo a Polónia, cuja produção é baseada no carvão, estava a produzir a 120 euros por MWh e nós a 210 euros”.
Também questionado pelo Polígrafo, Miguel Macias Sequeira, investigador nas áreas de Energia e Clima na Faculdade de Ciências e Tecnologia da Universidade NOVA de Lisboa (FCT-NOVA), considera que “não existe uma relação de causa-efeito entre o fecho das centrais a carvão de Sines (em janeiro de 2021) e do Pego (em novembro de 2021) e o atual armazenamento inferior à média em todas as bacias hidrográficas de Portugal continental, com situações críticas em várias zonas de Norte a Sul do país, como as bacias do Lima, Cávado, Ave, Sado, Mira e Barlavento”.
Noutro sentido, o investigador aponta três motivos que “exigem reflexão aprofundada”. São eles “a situação de seca meteorológica atual”, o “mercado marginalista de eletricidade e a conjuntura de elevados preços atual” e ainda a “fraca gestão dos recursos hídricos em Portugal”
“O principal motivo, de longe, para os baixos níveis de armazenamento em várias albufeiras é a situação de seca meteorológica que se vive em todo o país. Esta iniciou-se em novembro de 2021 e agravou-se significativamente no último mês. No cômputo geral, o ano de 2021 foi classificado como quente e seco, com a precipitação a ficar-se nos 78% do valor normal. O mês de janeiro de 2022 foi muito seco em Portugal continental, sendo que a quantidade de precipitação correspondeu apenas a 12% do valor normal. Assim, no final do mês, todo o território se encontrava em situação de seca – cerca de 12% em seca extrema, 34% em seca severa e 54% em seca moderada”, explica Sequeira.
Sobre o Mercado Ibérico de Eletricidade, o investigador diz que este “adota o sistema marginalista europeu, onde os produtores ofertam a sua capacidade de produção sequencialmente, de acordo com os seus custos de geração, até a procura ser satisfeita“. Assim, e no final de cada período, “todos recebem o mesmo valor pela eletricidade produzida, correspondendo ao preço cobrado pela última central necessária para satisfazer a procura”.
No último ano, salienta, “o mercado ibérico e praticamente todos os mercados europeus experienciaram máximos históricos nos preços. A principal causa deste fenómeno é a escalada do preço de importação de gás natural na Europa, atribuída a vários fatores, desde uma recuperação económica da pandemia Covid-19 mais rápida do que o esperado até tensões geopolíticas. Atualmente, o preço da eletricidade é muitas vezes fixado pelas centrais a gás natural que fecham o mercado. Neste contexto de valores recorde no mercado, os produtores hidroelétricos podem ter sido tentados a gerar eletricidade mesmo com os níveis de armazenamento baixos nas suas albufeiras”.
“O principal motivo, de longe, para os baixos níveis de armazenamento em várias albufeiras é a situação de seca meteorológica que se vive em todo o país. Esta iniciou-se em novembro de 2021 e agravou-se significativamente no último mês”, considera Miguel Macias Sequeira, investigador nas áreas de Energia e Clima.
Mas houve falta de capacidade de geração de eletricidade no mercado ibérico que foi colmatada com geração hidroelétrica em Portugal? Sequeira acredita que “mesmo com o encerramento das centrais a carvão portuguesas em 2021 – na verdade já pouco usadas em 2020 e também Espanha usa pouco carvão atualmente -, o sistema elétrico consegue satisfazer a procura. Qualquer decisão de produzir energia hidroelétrica em albufeiras com baixos níveis de armazenagem foi da exclusiva responsabilidade dos operadores e motivada por sinais económicos do mercado”.
“Por fim, a fraca gestão dos recursos hídricos é crónica em Portugal, sendo agravada por situações de seca que ocorrem com uma periocidade regular, mas que serão cada vez mais frequentes devido às alterações climáticas. Não só a geração de eletricidade, mas também a agricultura intensiva, outras atividades económicas (como o Turismo) e a má gestão do território (por exemplo, os eucaliptais) concorrem para o consumo excessivo e consequente escassez de água em várias zonas do país”, conclui o investigador.
Seguindo um raciocínio similar, também Gonçalo Aguiar, engenheiro eletrotécnico, afirma ao Polígrafo que “o baixo nível das águas que se tem observado em algumas albufeiras de Portugal está associado a vários fatores, sendo o principal a situação anormal de seca que assola o território de Portugal continental”.
“Em relação à utilização da água para produzir eletricidade em centrais hidroelétricas, comparativamente ao período homólogo do ano passado, isto é, setembro de 2020 a janeiro de 2021, segundo dados da REN registou-se um decréscimo ao nível nacional de energia produzida por esta fonte. Por exemplo, a produção de energia hidroelétrica em dezembro de 2021 ficou 46% abaixo do mesmo mês de 2020 e em janeiro registou-se uma queda em termos homólogos de 53%“, afirma Aguiar. Este ajuste em baixa da produção pode ser verificado nas três centrais hidroelétricas mostradas no gráfico abaixo, enviado pelo especialista, cujas albufeiras foram das mais afetadas pela seca.
Segundo Aguiar, estes dados revelam que “não houve um ‘abrir mais as comportas das barragens para produzir mais energia’, de forma a compensar o fecho das centrais hidroelétricas a carvão de Sines e do Pego que ocorreu em 2021, em janeiro e novembro, respectivamente”.
Ainda assim, o engenheiro eletrotécnico ressalva que “o ano de 2020 não foi considerado um ano de seca anormal, pelo que é necessário comparar a operação das centrais hidroelétricas com outros anos de seca. Comparando 2021, por exemplo, com o ano de 2017, também muito seco, as centrais hidroeléctricas nacionais produziram em 2021 mais do dobro da energia eléctrica“.
No entendimento de Aguiar, uma explicação possível para este elevado nível de produção de eletricidade nas centrais hídricas em 2021 face a 2017 “centra-se na situação de crise energética em que a Europa vive hoje em dia. Em 2021 foram registados aumentos para níveis históricos dos preços dos combustíveis fósseis utilizados para produção de eletricidade nos mercados grossistas internacionais, nomeadamente o gás natural e o carvão, bem como a subida do preço das licenças de emissão de dióxido de carbono”.
O especialista conclui que “não foi o fecho das centrais de carvão em Portugal que levou a níveis baixos de água em algumas albufeiras”, apontando para outras situações como a seca generalizada no território nacional. “No entanto, é verdade que a conjuntura atual com preços altos de combustíveis fósseis levou a que se consumisse mais água das albufeiras para produzir eletricidade em 2021, comparativamente a 2017, outro ano de seca”.
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Avaliação do Polígrafo:
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