Preço não pode ser o único critério para os leilões solares

Com o terceiro leilão à porta, o presidente da APREN diz que devem ser também ponderados critérios como a sustentabilidade na hora de escolher os vencedores.

A Associação Portuguesa de Energias Renováveis (APREN) defende que os leilões de energia solar devem ter mais critérios além do preço mais baixo oferecido por lote. Em entrevista ao Jornal Económico, o presidente da APREN considera que um dos critérios a ter em conta, por exemplo, deveria ser o local de compra dos painéis, para reduzir a pegada carbónica, como já acontece noutros países europeus. Pedro Amaral Jorge também defende a aposta do país no hidrogénio verde, mas com pés e cabeça: uma estratégia que deve ser devidamente planeada.

 

Como estão a correr os projetos que saíram dos dois leilões de energia solar já realizados?
Temos acompanhado o desenvolvimento dos leilões de 2019/2020 através dos associados que foram adjudicatários nesses leilões. Tivemos um problema no começo da pandemia com o estado de emergência, tivemos uma desaceleração de alguns trâmites administrativos e paragem de contagem de prazos. Mas, ao que parece, parte dos projetos tem seguido o seu curso, e vão ser concluídos mais tarde do que o que tinha sido pensado inicialmente também fruto do EdE e na declaração de força maior em relação aos prazos de execução para o licenciamento ambiental. Mas penso que grande parte dos projetos irão ser implementados.

 

O Governo falou num novo leilão para este ano. Já sabem alguma coisa?
Não. O objetivo deste leilão é que seja possível produzir hidrogénio ao custo mais baixo possível, é isso que tem de ser fomentado e isso tem uma lógica equivalente ao arranque dos projetos de eletricidade renovável, como o eólico ou fotovoltaico há uns anos. O que temos discutido com a secretária de Estado da Energia está relacionado com estes leilões serem para aproveitar os espelhos de água e as albufeiras onde temos já ponto de ligação à rede elétrica de serviço público e capacidade de receção. O que ficou identificado, e que foi publicado na imprensa também, era a possibilidade de fazer nos corredores das autoestradas A2 e A6 a instalação de painéis e também ao longo de albufeiras onde estão inseridas centrais hídricas, mas não conhecemos muito mais do que isso, nem a potência ainda.

 

Com o terceiro leilão à porta, que conselhos daria ao Governo no desenho deste concurso? O que deve ser tido em conta?
Temos sempre uma preocupação de fundo: sermos capazes de captar as melhores empresas com capacidade de execução de projetos; que efetivamente consigamos captar a maior fatia possível de investimento privado, nacional e estrangeiro; que isso permita gerar emprego local e nacional para ajudar a retoma da economia e que no fundo, seja um desenho de leilão que tem sido: transparente e objetivo. Na nossa opinião, deveria ter critérios para além do preço. Deveria ter critérios de sustentabilidade e de pegada de carbono e não apenas um critério numérico. A forma como estes projetos vão ser realizados, onde vão ser comprados os painéis, como vai ser feito, devia ser tido em conta como é feito em França e noutros países europeus.

 

O Governo também já falou em lançar este ano um leilão para o hidrogénio verde. Já sabem mais pormenores?
Não. O objetivo deste leilão é que seja possível produzir hidrogénio ao custo mais baixo possível, é isso que tem de ser fomentado e isso tem uma lógica equivalente ao arranque dos projetos de eletricidade renovável, como o eólico ou fotovoltaico há uns anos.

 

Os projetos de exportação de hidrogénio vão ser viáveis?
Acho que os projetos de hidrogénio vão ser viáveis, mas não podemos ter apoios à produção para exportação, isso não faz sentido. É óbvio que hidrogénio que é produzido com mecanismos de apoio tem de ser usado no tecido industrial nacional. Agora, temos condições para: Portugal tem um custo nivelado de produção de eletricidade muito competitivo quando faz a hibridização entre energia solar e eólica. E depois os custos financeiros e de equipamentos são equivalentes a outros países, então 50% dos custos de operação, a eletricidade renovável, são mais baratos em Portugal. Temos condições de produzir para exportar. Marrocos pode ser uma opção, mas para Portugal é mais interessante captar investimento direto para desenvolver o tecido empresarial, gerar emprego qualificado, ajudar a desenvolver as universidades e centros tecnológicos. Temos todas as condições para efetivamente ter a capacidade para exportar hidrogénio verde, mas quando exportamos tem de ser em condições de competitividade equivalentes e sem mecanismos de apoio a produção para o consumo e competitividade quer das indústrias quer o beneficio direto ao consumidor de energia, seja ele de eletricidade renovável, seja o hidrogénio verde.

 

Faz sentido o projeto de Sines, como ‘cluster’ nacional do hidrogénio verde?
Sim, tem ali três vantagens que devem ser tidas em conta. Temos um porto marítimo, um espaço de injeção na rede disponibilizada pela central a carvão e um grande consumidor de hidrogénio verde que pode ser a refinaria de Sines. Mas os projetos em Portugal não podem, nem de perto, nem de longe, limitar-se àqueles. Quer para consumo das próprias indústrias, quer para a injeção na rede de gás natural, ou até para exportação ou partir de promotores que assim o entendam, não precisamos nem devemos ficar condicionados à utilização geográfica de Sines. Há mais projetos sem ser em Sines que são tão ou mais relevantes porque a produção distribuída, quer seja para auto consumo, quer seja para depois entregar a um comercializador ou vender a clientes, é a força de avançar a descabornização também com os gases.

 

Em abril, a APREN contestou uma carta enviada ao Governo com 55 subscritores, na qual foram feitas críticas à aposta no hidrogénio…
Parece-me que há um pouco de desinformação. O que se tem dito muita vez é que a tecnologia é imatura. Na realidade, uma central de produção de hidrogénio verde vai ter um centro eletroprodutor renovável – seja eólico, fotovoltaico ou híbrido –, e depois um eletrolisador. A eletrólise da água é uma tecnologia que existe há anos;

Portugal tem em larga escala desde 1950. A única coisa inovadora aqui é juntarmos um eletrolisador para consumir potência renovável. Isto é inovador, mas não é imaturo. Quando eu inserir esta massa de produção de eletrolisadores em economias de escala em termos de industrialização posso produzir um Bugatti à mão ou posso produzir um Volkswagen em linha de montagem. Os eletrolisadores hoje são feitos a mão, entre aspas, e vão ter que passar para uma linha de montagem. Enquanto os eletrolisadores não ganharem economias de escala, não se vai entrar na curva descendente. Mas com uma média de 20 euros por megawatt hora [no leilão de energia solar] estamos claramente abaixo dos custos de produção de eletricidade em fontes não renováveis: carvão e gás natural. E temos todas as condições para continuar a reduzir os custos de investimentos em eletrolisadores, com o aumento da sua eficiência, com economias de escala.

 

Estamos no bom caminho para cumprir as metas do PNEC até 2030?
Temos dois gargalos: um é o processo de licenciamento dos eletroprodutores, onde vai cair os centros de produção de hidrogénio verde. Temos que simplificar os processos de licenciamento e ter uma estruturação, modernização e adequação da capacidade das entidades que se pronunciam pelo licenciamento – a APA, a DGEG, o ICNF, as CCDR – para que se consiga dar um sistema em que o cumprimento da meta dos dois anos, da diretiva das renováveis, seja exequível. Se pensarmos, o PNEC tem cerca de 15 gigawatts novos para instalar, entre os quais, nove fotovoltaicos, 5,4 GW de eólica, os dois GW de hídrica e depois o outro gigawatt. Aí vamos ter que somar a potência que vai ser necessária licenciar para os eletrolisadores (e só de eletrolisadores mais 2.5 gigawatts). O outro é o acesso à rede elétrica de serviço público. Acho que temos que pensar em investir na rede, tanto em hardware como software, em bidirecionalidade, em permitir a instalação de contadores inteligentes que dê para a instalação de sistemas de automação para fazerem o chamado demand side response, ou a chamada à procura quando temos algum desequilíbrio entre a produção de eletricidade e o consumo. Estes passos todos têm que ser dados, mas os dois principais são a adequação da rede pública, na componente de hardware e software, para incluir a figura da bidirecionalidade, os consumos locais e também a possibilidade de demand side response e o sistema de licenciamento.

 

A estabilidade do país também é essencial para atrair investidores estrangeiros…
É fundamental termos em Portugal estabilidade legislativa e regulatória neste sector. Temos que adequar e pensar em quem vai investir nestes projetos todos. Vai ser o sector privado, não vai ser o Estado. E o sector privado, para investir em 20 ou 22 gigawatts de potência renovável precisa de um enquadramento estável.

 

Existe alguma novidade sobre o IPCEI? Como está o processo?
Participei numa reunião para saber como está o projeto. Estamos à espera de saber como é que a Europa vai definir as regras de ilegibilidade para a atribuição de fundos e mecanismos de apoio. Ainda não sabemos exatamente, mas esperamos saber em breve. As candidaturas foram entregues em agosto de 2020. Foram selecionados um conjunto de projetos e neste momento existirá um conjunto que esteja num estágio de desenvolvimento mais avançado que outros, mas imagino que, tendo em conta as condições de produção de eletricidade em Portugal, que temos condições de ter um pontapé de saída. Obviamente, não vamos pensar que Portugal vai suprir todo o hidrogénio necessário em termos de espaço europeu, até porque não tínhamos capacidade territorial para isso, mas Portugal e Espanha nesta nova realidade e paradigma do energético, passaram a ser o espaço geográfico mais rico em termos de potencial de recursos renováveis. Isso vai nos dar uma vantagem competitiva, não só para exportar valor energético para também para captação de investimento estrangeiro até fora do espaço europeu.

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