O ministro do Ambiente, João Matos Fernandes, anunciou recentemente que as centrais a carvão deixariam de operar em 2030. O objectivo é óbvio. São as centrais mais poluentes, pelo que os compromissos assumidos sobre as alterações climáticas assim o impõem. No entanto, os contratos ou as licenças terminam antes de 2030. Das duas únicas centrais a carvão a operar em Portugal, temos a de Sines, que pertence à EDP – esta central opera em mercado livre desde 1 Janeiro de 2018, pelo que não tem prazo legal – e a do Pego, que pertence à Endesa, e vê o seu contrato terminado em 2021.

Estas centrais têm uma capacidade instalada que ronda os 1.800 MW e representaram, em 2017, 26% do consumo de electricidade. São centrais que além de relevantes na sua produção, são “colocadas” na base da produção – ou seja, satisfazem parte da procura permanente.

Com a seca registada nos últimos dois anos, este tema é ainda mais premente. As centrais de que aqui falamos representaram no último ano mais de um quarto do consumo, num ano em que a produção hidráulica teve um índice de produtibilidade de 0,47 (1 representa a média histórica). Dados do Sistema Nacional de Informação de Recursos Hídricos mostram que, das 60 albufeiras monitorizadas, 24 têm disponibilidades hídricas inferiores a 40% do volume total e apenas cinco apresentam disponibilidades acima de 80% do valor total.

O ministro prometeu um 2030 sem carvão, mas a decisão de encerrar pode ser antecipada pelas empresas suas proprietárias. E 2021 é já “amanhã”. A ajudar a esta decisão poderá estar: 1) o fim da isenção do imposto sobre os produtos petrolíferos sobre o carvão utilizado na produção de electricidade, com aplicação progressiva até 2022 mas com início de aplicação prevista já para 2018 com uma taxa de 10% do ISP; 2) os custos de emissão de CO2; 3) o fim do CAE  (Contrato de Aquisição de Energia) no caso da Endesa, e dos CMEC’s (Custos de Manutenção de Equilíbrio Contratual) que, no caso da EDP, já terminaram em 31 de Dezembro de 2017.

Se a EDP e a Endesa decidirem encerrar as suas centrais a carvão, será boa ideia ter já em cima da mesa a identificação da(s) alternativa(s). Existe sub-utilização de centrais a gás natural e ciclo combinado, mas serão o suficiente? Além disso, o gás natural é mais caro do que o carvão, pelo que o preço final da electricidade para o consumidor será mais elevado.

A produção de energia renovável, nomeadamente a grande hídrica, que em 2016 representou 28% do consumo, em 2017 atingiu somente os 11%. A produção de origem renovável somou apenas 40%, com destaque para a eólica que se manteve nos padrões habituais (23%), enquanto a biomassa representou cerca de 5% e o fotovoltaico 1,6% (Fonte: REN).

Sem esquecer que o carvão não pode ser directamente substituído por renováveis, numa lógica de racionalidade económica e livre iniciativa privada, sem mitigação de risco por via de tarifas feed-in, até que ponto os novos investimentos são apelativos? Dificilmente. Mas mesmo num cenário desses, o tempo médio de implementação de um novo parque eólico, por exemplo,  ronda pelo menos 4 a 5 anos.

Temos outra opção: importar electricidade. Mas para além do impacto nas contas nacionais, podemos estar a comprar electricidade produzida também a carvão e em centrais tecnologicamente menos eficientes. Se é verdade que todos ansiamos pelo fim do carvão, também é verdade que todos queremos ter luz quando carregamos no interruptor.

A autora escreve de acordo com a antiga ortografia.