Segurança no fornecimento de energia elétrica em Portugal
Compete à Direção Geral de Energia e Geologia a monitorização da segurança do abastecimento, com a colaboração da entidade concessionária da rede nacional de transporte, constituindo este documento o Relatório de Monitorização da Segurança de Abastecimento do SEN para o período 2013-2030 (DGEG, 2013a), para o qual teve em conta a análise prospetiva sobre a evolução do sistema electroprodutor no médio e no longo prazo (2013-2030) constante no documento REN – Relatório sobre a Segurança de Abastecimento ao nível da Produção de Eletricidade para o período 2013-2030 (DGEG, 2013b), de 30 de abril de 2012. O principal indicador que permite avaliar o nível de segurança do sistema energético no abastecimento de eletricidade é o Índice de Cobertura probabilístico da Ponta (ICP). Este indicador avalia a adequação da potência do sistema produtor para cobrir a ponta da procura de eletricidade. O ICP, com probabilidade de excedência entre 95% (uma ocorrência a cada 20 anos) e 99% (uma ocorrência a cada 100 anos), não deve ser inferior a uma de forma a garantir a segurança de abastecimento.
De notar que para efeitos de cálculo do ICP considera-se a simulação em nó isolado até 2014 (NTC=0) e, a partir de 2015, uma contribuição de 10% da capacidade de interligação (NTC).
Para a elaboração do mesmo foram consideradas as linhas de orientação política referente à segurança do abastecimento e às perspetivas de promoção das fontes de energia renovável e de medidas de eficiência energética, designadamente através das projeções para o nível de procura e para a capacidade de oferta suplementar, prevista ou em construção, tendo em vista analisar o equilíbrio entre a oferta e a procura no mercado nacional, a qualidade e o nível de manutenção das redes e, ainda, proceder a uma análise sobre a existência de riscos de rutura face a níveis extremos de procura e às falhas de um ou mais centros produtores ou comercializadores.
Tendo em conta os pressupostos considerados para o desenvolvimento dos trabalhos e as análises efetuadas para os cenários definidos (cenário Base, cenário Sensibilidade e cenário Rutura) apresentam-se resumidamente as seguintes considerações:
- Mantendo-se as perspetivas de evolução da procura, o sistema electroprodutor sem nova capacidade de produção atinge o ponto de rutura ente 2023 e 2025, ou entre 2026 e 2030, consoante a probabilidade de excedência do ICP seja 99% ou 95%, respetivamente.
- Com a desclassificação da Central Térmica do Pego (a carvão), prevista para 2021, o sistema electroprodutor térmico de Portugal continental ficará totalmente dependente de uma única fonte de origem fóssil (gás natural – GN). Tendo em conta que Portugal importa gás natural principalmente de dois países (Nigéria e Argélia), é importante a criação de condições que levem à diversificação das fontes de aprovisionamento de GN, de modo a minimizar possíveis falhas prolongadas de uma delas.
- A desclassificação das centrais a carvão de Sines e do Pego, no final de 2017 e em 2021 a do Pego, conduzirá a uma perda de competitividade do sistema electroprodutor nacional já que o MW de centrais a gás natural (GN) custa o dobro do preço no mercado (Mibel) com o correspondente aumento dos custos marginais de produção de eletricidade. Não esquecer o sobrecusto das energias renováveis interrmitentes, com a bombagem no armazenamento de energia potencial, porque os grupos geradores consomem energia da rede elétrica para fazer a bombagem da água. Não esquecer outro sobrecusto nomeadamente dos geradores que estão em funcionamento para fazer face ás variações da energia solar e eólica.
- Não se perspetiva virem a surgir condicionantes a normal exploração da Rede Nacional de Transporte (RNT), desde que a evolução do parque produtor tenha em linha de conta o equilíbrio entre a localização das novas capacidades, principalmente de energias renováveis, e as regiões de maiores consumos.
- No âmbito do Mercado Europeu de Energia, o reforço das interligações Espanha/França para níveis adequados permitirá a Portugal importar e escoar o excesso que possa vir a ter de produção renovável, nomeadamente nos invernos chuvosos para os outros Estados Membros, no âmbito dos mecanismos de flexibilidade previstos na Diretiva das Renováveis.
A diretiva relativa às energias renováveis existente, adotada em codecisão, em 23 de abril de 2009 (Diretiva 2009/28/CE, que revoga as diretivas 2001/77/CE e 2003/30/CE), estabelece que uma quota obrigatória de 20 % da energia de consumo da UE deve provir de fontes de energia renováveis até 2020. Adicionalmente, todos os Estados-Membros têm de obter 10% dos seus combustíveis para transportes a partir de fontes renováveis até 2020. A diretiva também expõe diversos mecanismos que os Estados-Membros podem aplicar de forma a atingir os seus objetivos (regimes de apoio, garantias de origem, projetos conjuntos, cooperação entre Estados-Membros e países terceiros), bem como critérios de sustentabilidade para os biocombustíveis e biomassa.
Manuel Afonso Machado, Professor do Ensino Superior e Economista
