Ex-diretor-geral de Energia diz que encerramento das centrais a carvão “aumentou a vulnerabilidade do sistema”

O ex-diretor-geral de Energia João Bernardo disse hoje que o encerramento das centrais a carvão em Portugal “trouxe algumas fragilidades ao Sistema Elétrico Nacional (SEN) que, até ao momento, o reforço das renováveis e o aumento da interligação com Espanha não conseguiram colmatar”.

“A decisão de encerrar estas centrais integrou uma bem-sucedida estratégia nacional de descarbonização. No entanto, a proximidade temporal dos encerramentos aumentou a vulnerabilidade do sistema. Estas centrais para além de fornecer 1.884 MW de potência firme e despachável (equivalente a cerca de 8 GW de potência solar ou eólica), eram também fontes críticas de inércia elétrica, elemento essencial para a estabilidade do sistema”, afirmou o antigo diretor da Direção-Geral de Energia e Geologia (DGEG).

A central a carvão de Sines da EDP fechou em janeiro de 2021, enquanto a do Pego detida pela Trustenergy fechou em novembro de 2021,

Nomeado para diretor da DGEG em 2018 por João Galamba, acabou por ser afastado da liderança em 2023 pelo então ministro Duarte Cordeiro, depois de ter enviado um email interno a propor o lançamento de uma vaquinha para comprar um novo veículo para ser usado pela entidade pública. Na altura, a entidade encontrava-se sem veículos para fazer inspeções no terreno por falta de meios financeiros.

Nas críticas feitas esta terça-feira depois do apagão que deixou o país às escuras na segunda-feira, 28 de abril de 2025, disse que a “produção solar, apesar de crescente e desejável, enfrenta limitações: a maioria dos inversores solares atuais são de tipo grid-following e sincronizam-se com a rede elétrica existente sem conseguir formar ou sustentar essas condições. Se a rede falhar, estes inversores tendem a desligar-se. Ao contrário, as grandes centrais térmicas (a carvão, gás ou biomassa) contribuem ativamente para a estabilidade, providenciando tanto potência contínua como inércia natural”.

“O encerramento das centrais a carvão aumentou a dependência da produção renovável variável. Em cenários de seca prolongada ou baixa produção eólica, Portugal vê-se forçado a recorrer às importações de eletricidade, sobretudo de Espanha. Este intercâmbio pode ser vantajoso em condições de preço favoráveis, mas não elimina o problema central: a segurança do abastecimento, especialmente em situações críticas”, de acordo com o responsável.

“Sem produção térmica nacional de base, a oferta elétrica torna-se menos elástica, o que amplifica a vulnerabilidade aos choques externos — como flutuações de mercado, crises energéticas, eventos climáticos extremos ou conflitos geopolíticos. Assim, sempre que se retiram infraestruturas térmicas do sistema, torna-se imperativo antecipar e mitigar os riscos, nomeadamente garantindo a prestação contínua dos serviços de controlo de frequência e inércia, indispensáveis para manter a tensão e a frequência dentro de limites seguros. Aliás, a DGEG e a REN já haviam sinalizado estes riscos nos seus alertas públicos e em relatórios como os RMSA-E 2021 e 2022”, segundo João Bernardo.

Desta forma, defende três ações imediatas, escreveu:

– “Desenvolver serviços de reserva rápida que garantam resposta imediata a falhas súbitas de produção ou consumo.
– Implementar soluções de suporte de rede, como baterias de grande escala e compensadores síncronos, que proporcionem estabilidade e capacidade de resposta.
– Promover a adoção de inversores “grid-forming” nas novas instalações solares e a substituição gradual dos inversores existentes”.