Centrais a gás natural são cruciais para manter segurança de abastecimento de Portugal

As centrais a gás natural são cruciais para manter a segurança de abastecimento de Portugal. A conclusão é de um estudo da Direção-Geral de Energia e Geologia (DGEG) que analisou vários cenários para os próximos 15 anos.

O Relatório de Monitorização da Segurança de Abastecimento do Sistema Elétrico Nacional 2025-2040 (RMSA-E 2024) foi divulgado pela DGEG na terça-feira, com base em estudos realizados pela REN – Redes Energéticas Nacionais.

Em Portugal, existem atualmente quatro centrais a gás natural:

• A Central de Ciclo Combinado da Tapada do Outeiro, localizada no distrito do Porto e detida pelos japoneses da Marubeni, com 1 gigawatt de capacidade;
• Central de Ciclo Combinado do Pego, localizada no distrito de Santarém e detida pela Endesa e a Engie, com 840 MW;
• Central Termoeléctrica do Ribatejo, detida pela EDP, localizada no distrito de Lisboa, com 1.200 MW;
• Central Termoeléctrica de Lares, no concelho da Figueira da Foz, e também detida pela EDP, com 880 MW.

Nas condições do Teste de Stress, o relatório aponta para a “necessidade de capacidade de oferta adicional de aproximadamente 1.650 MW, correspondentes a cerca de 1.000 MW da central de ciclo combinado a gás natural da Tapada do Outeiro e 650 MW de capacidade adicional” para garantir o “cumprimento dos padrões de segurança de abastecimento em 2025”.

Mesmo no cenário em que a central de ciclo combinado a gás natural da Tapada do Outeiro (CCTO) continue para além de 2024, “serão necessários cerca de 500 MW a 600 MW de capacidade adicional para garantir o cumprimento do padrão de segurança de abastecimento. Daqui se conclui a importância de manter a CCTO em operação para além dessa data”, pode-se ler.

Na trajetória Conservadora, com uma evolução mais reduzida da capacidade eólica, solar fotovoltaica e cogeração, a DGEG alerta que, “caso não exista disponibilidade de geração no sistema electroprodutor de Espanha, a central de ciclo combinado a gás natural da Tapada do Outeiro é essencial para efeitos de segurança do abastecimento do SEN, mesmo após a data de desclassificação prevista para final de 2029”.

Na trajetória Ambição, em que as centrais a gás não vão além de 2030, num cenário de crescimento de procura, e mesmo a importar eletricidade de Espanha, “não é possível cumprir o padrão de segurança de abastecimento”. Conclusão? “Mesmo assumindo que existe disponibilidade de geração no sistema electroprodutor de Espanha, as atuais centrais de ciclo combinado a gás são essenciais para garantir a segurança do abastecimento do SEN“.

A DGEG concluiu que tanto nas trajetórias Conservadora como na Ambição, a taxa de utilização média das centrais de ciclo combinado recua de 24%/25% em 2025 para 6%/5% em 2030.

Daqui a 10 e 15 anos, a utilização das centrais de ciclo combinado a gás terá “significado essencialmente para efeitos de segurança de abastecimento”.

Com as taxas de utilização a diminuir, o “funcionamento das centrais de ciclo combinado a gás deixa de ser economicamente viável, pelo que deverá ser equacionada a implementação de um mecanismo de pagamento por capacidade face ao papel crucial que estas centrais representam na segurança de abastecimento”, defende a DGEG, liderada por Paulo Carmona.

O Governo prometeu no final de 2024 lançar o concurso público para a concessão da central termoelétrica da Tapada do Outeiro até março.

“Nós estamos neste momento a trabalhar nas peças do procedimento. São concursos complexos, são procedimentos complexos. Não temos uma data fechada para o lançamento do concurso, mas estamos a trabalhar em contrarrelógio. O prazo de renovação é até março, de preferência temos que lançar antes desse término”, disse a ex-secretária de Estado da Energia, Maria João Pereira, em novembro, citada pela “Lusa”.

Analisando a capacidade de interligação com Espanha, no curto prazo “poderão ser alcançados valores sustentados de capacidade de interligação com mínimos estimados de 2.700 MW em ambos os sentidos”.

Já a interligação Minho – Galiza deve estar concluída até ao final de 2025 e “alcançar valores mínimos de capacidade comercial de interligação de 3.500 MW no sentido Portugal→Espanha e 4.200 MW no sentido Espanha→Portugal, ou seja, acima dos 3.000 MW propostos pelos Governos de Portugal e Espanha em Cimeira Ibérica no âmbito da criação do MIBEL”.

Em 2040, as “capacidades comerciais de interligação poderão situar-se nos 4.500 MW no sentido Portugal→Espanha e nos 5.200 MW no sentido Espanha→Portugal, mas não se encontram “ainda identificados os eventuais reforços de rede necessários para atingir estes valores de capacidade de interligação”.

No ano de 2023, o valor médio de capacidade comercial de interligação andou na casa dos 2.700 MW no sentido Portugal→Espanha e na ordem dos 3.400 MW no sentido Espanha→Portugal, um valor de capacidade de interligação de cerca de 12,8%.

“Apesar de se ter atingido um rácio entre a capacidade de interligação entre Portugal e Espanha (sentido da importação) e a capacidade instalada no SEN relativamente próxima de 15%, a ambição da Península Ibérica em assegurar uma efetiva e robusta ligação ao mercado europeu de energia está comprometida devido ao estrangulamento que se continua a verificar nos Pirenéus, fronteira entre Espanha e França”, segundo a DGEG.

Sobre a ligação de nova capacidade eólica onshore, a capacidade da rede elétrica é “ainda insuficiente face aos objetivos previstos no PNEC e no presente RMSA-E” e que a proposta inicial de PDIRT-E 2025-2034 apresenta projetos que “visam criar capacidade de rede em zonas do território com potencial eólico identificado, de forma a facilitar a integração de nova eólica onshore”.

Para fazer face à cessação da produção das centrais térmicas a carvão, designadamente da central de Sines, “foram previstos alguns reforços da RNT, para suprir riscos de insuficiência de oferta local ou regional, nomeadamente perante a ausência de grandes centrais térmicas na zona sul do país, por motivos de congestionamento da rede de transporte ou de falta de meios de controlo das grandezas elétricas, como a tensão, em regime permanente ou após contingência. Dos reforços previstos, o eixo Alentejo/Algarve já entrou em serviço e a linha a 400 kV Fanhões – Rio Maior está em fase de estudos ambientais”.

Mais a norte, na linha Feira-Ribeira de Pena a 400 kV (prevista para dezembro de 2025), o sistema eletroprodutor do Tâmega “estará a escoar a energia produzida apenas pela linha Ribeira de Pena-Vieira do Minho a 400 kV, convergindo em conjunto com a produção de outros centros electroprodutores de elevada potência da bacia do Cávado, para o mesmo nó de rede. Tal situação exige que o gestor global do SEN tenha de avaliar, a cada momento, os riscos operacionais e de segurança, impondo as restrições que tiver que determinar à referida produção, em função das condições da rede e do SEN em concreto”.

“O forte crescimento perspetivado para nova geração fotovoltaica e eólica ligada na RNT e na RND exige um grande esforço em novos reforços de rede. A efetiva agilização dos procedimentos de licenciamento e de avaliação ambiental das novas infraestruturas da RNT e da RND é fundamental para que as redes evoluam em sintonia com o crescimento do parque electroprodutor”, pode-se ler.