A falta de água nas barragens tem tornado o país dependente da produção fóssil e das importações espanholas. “É de prever que os próximos meses continuem a ser críticos em termos de recursos hídricos”, diz a EDP.
Não há sinal de chuva no horizonte, mas há nuvens a pairar sobre o sistema eléctrico nacional neste ano em que as barragens têm pouca água e em que há receios de que os últimos meses do ano voltem a ser pouco chuvosos, à semelhança do que aconteceu em 2021, em que Novembro e Dezembro foram os mais secos em 90 anos.
Depois de o Governo ter mandado a EDP suspender a produção em várias barragens em Fevereiro, a seca agravou-se em todo o território e os números de Junho divulgados pela REN ilustram bem as dificuldades: na primeira metade do ano, a produção hídrica (incluindo bombagem, ou seja, a água que é reaproveitada em centrais reversíveis) foi de 2706 gigawatts hora (GWh), ou pouco mais que os 2568 GWh produzidos só no mês de Fevereiro de 2021, ano em que, no primeiro semestre, a hidroelectricidade totalizou 8034 GWh.
Assim, para assegurar o exercício permanente de equilibrar a procura e a oferta de electricidade, o país bateu recordes em produção a gás natural e recurso à interligação com Espanha: a produção de origem fóssil abasteceu 31% do consumo e as importações satisfizeram 21%, tratando-se, em ambos os casos, dos valores mais elevados registados até à data para o primeiro semestre.
Neste período, o índice que mede as condições de produção hídrica ficou em 0,34, considerando uma média histórica (nos últimos 40 anos) igual a um, ou seja, cerca de 70% abaixo do que é normal para a época, e a hidroelectricidade pesou 11% no consumo, abaixo dos 32% que representou no primeiro semestre de 2021.
“Estamos a produzir qualquer coisa [hídrica], mas recorrendo ao esquema de bombagem”, diz ao PÚBLICO o professor da Faculdade de Engenharia da Universidade do Porto e administrador do Instituto de Engenharia de Sistemas e Computadores, Tecnologia e Ciência (INESC TEC), João Peças Lopes, que descreve a situação como “muito complicada” e passível de ficar “ainda mais séria”.
“Neste momento, nem há muito vento e o recurso mais abundante é o sol. Não temos produção fotovoltaica suficiente em Portugal, mas ela existe em Espanha e estamos a importá-la”, explica o especialista em sistemas energéticos.
Essa energia “é utilizada para satisfazer a procura em Portugal, mas também para pôr as centrais reversíveis a bombar e a armazenar água” nos reservatórios, de modo a que possa ser reutilizada nos períodos mais críticos de consumo (permitindo às empresas ter água disponível para produzir nos momentos em que a procura é maior e os preços de venda são mais altos).
Ainda que, depois de vários percalços e atrasos, a Iberdrola esteja a prever para os próximos dias a inauguração oficial do sistema electroprodutor do Tâmega (um projecto do Programa Nacional de Barragens de Elevado Potencial Hidroeléctrico, aprovado em Dezembro de 2007), três centrais com uma potência de 1158 megawatts (MW), incluindo mais 880 MW de capacidade de bombagem, “isso pode continuar a não ser suficiente” no Inverno.
“Se tivermos um cenário muito dramático, em que não há água, o vento é pouco, a temperatura baixa e o consumo aumenta, então temos um problema muito grande”, nota o responsável do INESC TEC. E, num quadro desses (que soa pessimista, mas não pode ser descartado), as quatro centrais a gás do país também “não serão suficientes”.
“Nós conseguimos resolver o problema com a potência que está do lado de lá [da fronteira], mas se essa potência não nos chegar, será complicado”, diz Peças Lopes, lembrando que o problema da falta de água existe igualmente em Espanha, embora o vizinho ibérico também tenha carvão e nuclear, além do gás natural.
Em 2017, outro ano muito seco, o índice de produtibilidade hídrica foi de 0,47. Nesse ano em que o consumo atingiu 49,6 TWh, a produção renovável satisfez 40% da procura, e a hídrica pesou apenas 10,5%, em contraste com o carvão e o gás natural, que representaram 26% e 34%, respectivamente. Porém, Portugal exportou mais do que importou.
O que mudou face a 2017 é que em 2022 não há centrais a carvão para satisfazer parte da procura (Sines e o Pego fecharam em 2021). “Temos vindo a utilizar cada vez mais a capacidade de interligação com Espanha porque estamos atrasados na produção solar fotovoltaica e isso deve-se muito ao licenciamento”, refere o administrador do INESC TEC.
Rupturas “a muito curto prazo”
A necessidade de aumentar a produção de origem fóssil neste começo de ano particularmente seco ilustra bem o difícil equilíbrio entre descarbonizar a produção eléctrica e assegurar que a electricidade chega para tudo e chega a todos nas 8760 horas do ano, mesmo que a chuva não caia, que o vento não sopre ou que o céu esteja nublado.
Há duas semanas, num debate na ordem dos engenheiros sobre segurança do abastecimento, o director-geral de Energia e Geologia, João Bernardo, admitiu que o país fez “uma aposta de muito risco” com o fim do carvão, sem suficiente potência solar instalada. “As barragens podem vir a constituir também um problema, porque algumas já estão com reservas muito baixas que não foram repostas antes do Verão”, admitiu.
“Estamos em cima de um problema de segurança do abastecimento grande”, que “não é hipotético, é grave”, afirmou ainda o responsável da Direcção-geral de Energia e Geologia (DGEG), acrescentando: “nos próximos dois, três anos, vamos estar um bocadinho em cima das cinzas”, porque os projectos dos últimos leilões que incluem a componente de armazenamento também não ficam prontos de um dia para o outro. […]