Que centrais elétricas fecharão? E quando?
O primeiro-ministro, António Costa, prometeu o encerramento das centrais a carvão do Pego (Tejo Energia) em 2021 (o que já estava previsto) e de Sines (EDP) em 2023. A central de Sines, a maior do país, apenas tinha encerramento estimado entre 2025 e 2030. O abandono destas centrais é relevante porque durante décadas foram a base de carga do sistema elétrico nacional, garantindo a segurança do abastecimento perante a intermitência e volatilidade dos recursos renováveis (como as hídricas e as eólicas). A aceleração da descarbonização está a beneficiar da vaga de investimento em renováveis mas também da falta de competitividade do carvão, pelo custo mais elevado da matéria-prima e pelo custo das licenças de emissão.
De onde virá a eletricidade até agora gerada pelo carvão?
A função de segurança de abastecimento do sistema elétrico será tendencialmente desempenhada pelas centrais de ciclo combinado a gás natural, que não só têm hoje uma capacidade instalada superior como também poluem menos do que as termoelétricas a carvão. Por outro lado, espera-se que a avalanche de centrais solares em curso permita dar resposta a grande parte da procura de eletricidade nos períodos de maior consumo (durante o dia), operando em articulação com as eólicas que o país já tem e com as centrais hidroelétricas. Refira-se que até 2022 deverá ficar operacional o novo complexo de barragens do Tâmega (a cargo da Iberdrola), o que reforçará a capacidade de resposta do sistema elétrico.
O calendário do Governo é exequível?
A falta de competitividade económica das centrais a carvão já está a deixar estes ativos “fora do sistema” durante períodos prolongados, mas a questão essencial será verificar se nos próximos quatro anos Portugal pode prescindir em absoluto das centrais a carvão do Pego e de Sines. O Governo confia não só que a Iberdrola terá o complexo do Tâmega pronto em 2022 (apesar de haver um litígio com o consórcio construtor de uma das barragens) mas também que o Sul do país será dotado de um reforço da rede de alta tensão. Se esses pressupostos se confirmarem, o calendário do Executivo é viável. Mas obrigará a confiar na disponibilidade real das centrais de ciclo combinado para injetar eletricidade na rede a qualquer hora (hoje, algumas dessas centrais estão paradas durante a maior parte do tempo).
É uma opção vantajosa para os consumidores?
As centrais a carvão foram durante anos uma forma relativamente barata de produzir eletricidade. Não é a realidade hoje. Penalizadas com encargos adicionais (licenças de carbono, ISP, entre outros), as centrais a carvão estão menos competitivas. Mas tirá-las do sistema elétrico tem alguns riscos: é que desaparecerão as receitas do sistema com a venda das licenças de emissão às centrais a carvão, parcialmente usadas para mitigar o sobrecusto das renováveis e cogerações. Mas o facto de muitos dos novos projetos solares estarem a ser planeados com preços de venda da energia mais baixos do que o atual preço grossista da eletricidade poderá ajudar a que o fecho das centrais a carvão não se traduza em agravamento de preços para o consumidor final.
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Que centrais elétricas fecharão? E quando?
O primeiro-ministro, António Costa, prometeu o encerramento das centrais a carvão do Pego (Tejo Energia) em 2021 (o que já estava previsto) e de Sines (EDP) em 2023. A central de Sines, a maior do país, apenas tinha encerramento estimado entre 2025 e 2030. O abandono destas centrais é relevante porque durante décadas foram a base de carga do sistema elétrico nacional, garantindo a segurança do abastecimento perante a intermitência e volatilidade dos recursos renováveis (como as hídricas e as eólicas). A aceleração da descarbonização está a beneficiar da vaga de investimento em renováveis mas também da falta de competitividade do carvão, pelo custo mais elevado da matéria-prima e pelo custo das licenças de emissão.
De onde virá a eletricidade até agora gerada pelo carvão?
A função de segurança de abastecimento do sistema elétrico será tendencialmente desempenhada pelas centrais de ciclo combinado a gás natural, que não só têm hoje uma capacidade instalada superior como também poluem menos do que as termoelétricas a carvão. Por outro lado, espera-se que a avalanche de centrais solares em curso permita dar resposta a grande parte da procura de eletricidade nos períodos de maior consumo (durante o dia), operando em articulação com as eólicas que o país já tem e com as centrais hidroelétricas. Refira-se que até 2022 deverá ficar operacional o novo complexo de barragens do Tâmega (a cargo da Iberdrola), o que reforçará a capacidade de resposta do sistema elétrico.
O calendário do Governo é exequível?
A falta de competitividade económica das centrais a carvão já está a deixar estes ativos “fora do sistema” durante períodos prolongados, mas a questão essencial será verificar se nos próximos quatro anos Portugal pode prescindir em absoluto das centrais a carvão do Pego e de Sines. O Governo confia não só que a Iberdrola terá o complexo do Tâmega pronto em 2022 (apesar de haver um litígio com o consórcio construtor de uma das barragens) mas também que o Sul do país será dotado de um reforço da rede de alta tensão. Se esses pressupostos se confirmarem, o calendário do Executivo é viável. Mas obrigará a confiar na disponibilidade real das centrais de ciclo combinado para injetar eletricidade na rede a qualquer hora (hoje, algumas dessas centrais estão paradas durante a maior parte do tempo).
É uma opção vantajosa para os consumidores?
As centrais a carvão foram durante anos uma forma relativamente barata de produzir eletricidade. Não é a realidade hoje. Penalizadas com encargos adicionais (licenças de carbono, ISP, entre outros), as centrais a carvão estão menos competitivas. Mas tirá-las do sistema elétrico tem alguns riscos: é que desaparecerão as receitas do sistema com a venda das licenças de emissão às centrais a carvão, parcialmente usadas para mitigar o sobrecusto das renováveis e cogerações. Mas o facto de muitos dos novos projetos solares estarem a ser planeados com preços de venda da energia mais baixos do que o atual preço grossista da eletricidade poderá ajudar a que o fecho das centrais a carvão não se traduza em agravamento de preços para o consumidor final.