Noruegueses suspendem projeto eólico flutuante offshore de um gigawatt
A petrolífera Equinor decidiu suspender indefinidamente um projeto eólico offshore flutuante. O projeto Trollvind previa a construção de uma central marítima com um gigawatt de potência com o objetivo de fornecer eletricidade às suas plataformas de petróleo e gás natural Troll e Oseberg a partir de 2027.
“Esta decisão é baseada em vários desafios que o projeto enfrentava, incluindo a disponibilidade de tecnologia, aumento dos custos e um calendário apertado”, anunciou a Equinor em comunicado esta semana, recordando que já tinha anunciado anteriormente que iria reduzir atividade no projeto devido a desafios comerciais, técnicos e regulatórios.
A decisão de suspender o projeto deve-se a vários desafios que a indústria offshore enfrenta: “o aument de custos desafiam o plano original de que o Trollvind não vai requerer qualquer apoio financeiro e já não é um projeto comercialmente sustentável”, segundo a empresa controlada pelo Estado norueguês que detém 69% do capital.
Além do mais, o facto de a tecnologia flutuante “não estar disponível tornou o conceito menos viável”, e o tempo seria sempre um desafio com o calendário proposto, destaca a Equinor que não é uma empresa com falta de capital: em 2022 lucrou 29 mil milhões de dólares, mais 235% face a período homólogo, com o disparo da venda de gás natural da Noruega para a União Europeia, após a invasão russa da Ucrânia.
Por sua vez, a associação de renováveis noruguesa destacou que “Trollvind era um plano industrial audaz para resolver assuntos pressionantes como a eletrificação das instalações do petróleo e do gás, trazendo a muito necessária energia para a zona de Bergen, ao acelerar a energia eólica offshore flutuante na Noruega. Infelizmente, não vemos a possibilidade de ter uma central eólica [offshore] antes de 2030”, disse o vice-presidente Siri Espedal Kindem.
E este é um campo em que a Equinor já tem experiência, pois instalou a primeira central flutuante do mundo na Escócia a Hywind com 30 megawatts em 2017.
A companhia estatal garante que continua comprometida em desenvolver a energia offshore flutuante tanto no projeto de Utsira Nord como fora da Noruega.
Atualmente, a energia eólica global representa 17% do consumo na Europa, num total de 255 gigawatts, com a éolica offshore a pesar 30 gigawatts, apenas 3% do consumo. A maioria desta capacidade é fixa ao fundo do mar, com a eólica flutuante a pesar apenas 173 megawatts. Os governos europeus já se comprometeram a instalar 29 gigawatts de energia offshore até 2030.
“Não é irrazoável antecipar que até 2030 a Europa vai ter 10 gigawatts de eólica flutuante. A Wind Europe está confiante de que, até 2030, a Europa vai ter, pelo menos, quatro gigawatts de eólica flutuante, mas podemos vir a ter 10 gigawatts. A ambição dos governos é gigantesca”, disse na quarta-feira o presidente da Wind Europe, Gilles Dickson na conferência da Associação Portuguesa de Energias Renováveis (APREN).
Recorde-se que o Governo português pretende instalar 10 gigawatts de energia eólica offshore, maioritariamente flutuante, até 2030. As contas da Wind Europe para toda a Europa lançam algumas dúvidas sobre a concretização do plano português em toda a sua dimensão até ao final da década.
O leilão offshore que está a ser preparado por várias entidades públicas e pelo Governo vai ter lugar no último trimestre deste ano com quatro lotes distribuídos pelo norte, centro e sul num total de dois gigawatts (500 megawatts por lote). As primeiras áreas a avançar vão ser Viana do Castelo, Figueira da Foz (dois lotes) e Sines (ainda a confirmar).
A revelação foi feita na quarta-feira pelo diretor-geral da Direção-Geral de Recursos Marítimos (DGRM) João Carlos Simão durante uma apresentação na conferência da APREN. Segundo a apresentação, as áreas previstas ocupam uma área total de 3.400 km2, 6% do mar territorial do continente, 0,71% da Zona Económica Exclusiva (ZEE).
Recorde-se que o grupo de trabalho para o planeamento e operacionalização de centros eletroprodutores baseados em fontes de energias renováveis de origem ou localização oceânica tem até ao dia 31 de maio para entregar o seu relatório. Serão a partir destas conclusões que o Governo vai definir as regras do leilão.
Estes 10 gigawatts de eólica offshore vão necessitar de 30 a 40 mil milhões de euros de investimento, sendo a maior fatia do valor total de 60 mil milhões de euros previstos em investimentos no sector energético até 2030.
A REN – Redes Energéticas Nacionais avisou hoje que ligar 10 gigawatts de energia eólica offshore (marítima) à rede elétrica em terra vai ter um custo elevado.
“Não vamos falar de valores, ainda estamos a avaliar, depende da solução. Mas posso garantir que vai custar muito dinheiro”, disse hoje o administrador da REN, João Conceição, apontando que ainda terá de ser definido como as ligações vão ser pagas e durante quanto tempo.
O aviso chega antes de ser apresentado qualquer estimativa de valor sobre as ligações, para que, quando for apresentado o plano de investimento da REN, “não termos a reação de toda a nação: ‘isto vai ser muito caro, não conseguimos financiar isto’”.
“O operador de rede está aqui para otimizar a solução. Se há formas mais baratas, então o operador não deve fazer parte da equação com o seu valor acrescentado”, afirmou, durante a conferência da Associação Portuguesa de Energias Renováveis (APREN) que teve lugar em Lisboa.
“É importante não crucificar o operador de rede, porque não representa os custos nem os desafios pela frente” desta empreitada, acrescentou o responsával pelas operações da REN.
A REN deverá ficar responsável por fazer a ligação dos projetos offshore à sua rede elétrica, tal como já acontece aos projetos renováveis em terra, como empresa que desenvolve e gere a rede elétrica nacional. Também já conta com experiência no eólico offshore, tendo feito a ligação entre a central Windfloat da Ocean Winds em Viana do Castelo.
Uma das questões sobre a mesa neste momento é quem vai pagar a fatura das ligações: via fatura mensal da eletricidade (como já acontece para os restantes investimentos na rede elétrica, sujeitos ao escrutínio do regulador ERSE, do Parlamento e da secretaria de Estado da Energia)? Ou a ligação vai ser paga pelos promotores (e indiretamente pelos consumidores) que vencerem o leilão offshore (restando saber se a ligação poderá inflacionar os preços dos contratos por diferenças CfD, que poderão vir a ser usados no leilão)? As respostas serão conhecidas ao longo dos próximos meses à medida que o grupo de trabalho divulga as suas conclusões a 31 de maio e o Governo começa a fechar o quadro-regulamentar do leilão.
