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Artigo exclusivo para a revista O Instalador no âmbito da parceria media partner com a APREN

O impacto do licenciamento na segurança do abastecimento da eletricidade

Susana Serôdio | APREN21/06/2021
A eletricidade, apesar do papel já hoje preponderante na sociedade e na economia, representa apenas cerca de 25% do consumo de energia final em Portugal.
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Central de Sines. Foto: Câmara de Sines.
Com a necessidade de descarbonização do sistema energético, este vetor tomará cada vez mais relevância principalmente através da geração renovável. Está previsto pelo Plano Nacional de Energia e Clima 2030 (PNEC 2030) que a eletricidade passe representar 40% do consumo final de energia, atenuando assim também a atual dependência energética, que passará dos atuais cerca de 75% para 65%, por redução do recurso a combustíveis fósseis importados, e com uma contribuição das fontes de energia renovável (FER) neste vetor de 80%.

A crise da Covid-19 veio sublinhar a importância de um fornecimento de eletricidade fiável, acessível, seguro e capaz de acomodar mudanças repentinas no comportamento e na atividade económica, continuando a apoiar serviços vitais de saúde e informação. O setor elétrico desempenhou um papel fundamental na segurança do abastecimento durante este período e terá também um papel central no apoio à recuperação económica e a longo prazo no fornecimento da energia, ao evoluir para um sistema neutro em emissões de CO2, com uma base de infraestrutura mais forte, resiliente e flexível.

A crise da Covid-19 veio sublinhar a importância de um fornecimento de eletricidade fiável, acessível, seguro e capaz de acomodar mudanças repentinas no comportamento e na atividade económica, continuando a apoiar serviços vitais de saúde e informação

No fim do ano passado foi publicado o Relatório de Monitorização da Segurança do Abastecimento dos Sistema Elétrico Nacional (RSMA-E) 2020, para o período de 2021-2040, pela Direção Geral de Energia e Geologia (DGEG). Trata-se de uma ferramenta essencial para avaliar, no médio longo prazo, as necessidades do Sistema Elétrico Nacional (SEN), em termos de segurança de abastecimento. Esta peça, que é revista numa base anual, traz uma relevância adicional relativamente aos anteriores documentos, pois é o primeiro RSMA-E que integra o PNEC 2030. No entanto, ainda não entra em consideração com a Estratégia Nacional para Hidrogénio (EN-H2) nem com o leilão de solar fotovoltaico de 2020, que introduziu uma nova modalidade com armazenamento, os quais serão certamente integrados no próximo RSMA-E.
Assim, o documento apresenta a análise relativa à segurança do funcionamento das redes, integrando já cenários de procura e oferta em linha com as metas do PNEC 2030 para o setor elétrico, visando a identificação de medidas destinadas a reforçar a segurança de abastecimento.

O RSMA-E analisa três trajetórias, com base em cenários distintos de evolução da oferta e da procura, dos quais se destacam as seguintes premissas:

  • Trajetória Continuidade (TC): que se revela mais conservadora, baseada em cenários de oferta e procura de continuidade, nomeadamente assumindo o descomissionamento da central a carvão de Sines até final do primeiro trimestre de 2021, da central do Pego até final de 2021 e da central de ciclo combinado a gás natural da Tapada do Outeiro até final de 2029. Assume, para as centrais FER, a informação disponível relativa à capacidade instalada, licenciada e em licenciamento, até 31 de dezembro de 2019, incluindo o leilão de 2019, e as capacidades do PNEC 2030, com ajustes por ser um caminho mais conservador.
  • Trajetória Ambição (TA): baseia-se no cenário central de ambição da procura e o cenário de ambição da oferta, que incluem o descomissionamento da central a carvão de Sines até final de 2020, da central do Pego até final de 2021 e central de ciclo combinado a gás natural da Tapada do Outeiro até final de 2029, bem como toda a capacidade de FER do PNEC 2030 e toda a potência licenciada e em licenciamento em 2019, em condições moderadas de crescimento económico com um cenário mais ambicioso em termos de política energética.
  • Teste de Stress (TT): assume o cenário super ambição de procura, ao mesmo tempo que se assume do lado da oferta, o sistema existente, com o descomissionamento da central a carvão de Sines até final de 2020, da central do Pego até final de 2021 e central de ciclo combinado a gás natural da Tapada do Outeiro até final de 2024, respetivamente, de acordo com a data estabelecida do Contrato de Aquisição de Energia (CAE), e entrada em exploração apenas da capacidade já em construção ou que se prevê o início da mesma até 31 de dezembro de 2020.
É importante salientar que os cenários de procura do RMSA-E já tiveram em consideração a retração na procura devido à pandemia da Covid-19, introduzindo uma redução de 3 a 4% do consumo de eletricidade em 2030 face ao RMSA-E de 2019.
Analisando o horizonte até 2030, em ambas as trajetórias TC e TA se retira a mesma ilação: para garantir a satisfação do principal indicador que permite avaliar o nível de segurança do sistema energético para o abastecimento de eletricidade, o Índice de Cobertura probabilístico da Ponta (ICP) para uma probabilidade de excedência de 99%, é necessário antecipar a entrada em serviço das centrais hidroelétricas de Gouvães e Gaivões para 2022. Atualmente, dado os atrasos no processo de licenciamento não se prevê a entrada em operação destas centrais antes de 2023.
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Central do Pego, vista a partir da cidade de Abrantes. Foto: Câmara Municipal de Abrantes.

Por sua vez, no TT, que tem por objetivo identificar quando o sistema eletroprodutor deixa de ser adequado para responder às necessidades de procura de eletricidade, fica evidenciado que o sistema não será capaz de responder ao consumo de eletricidade logo a partir de 2022, pois não existirá potência suficiente para cobrir a ponta, devido ao adiamento da entrada em serviço das centrais de hidroelétricas de Gouvães e Gaivões.

Como é lógico, a entrada em serviço destas centrais está dependente da evolução favorável dos processos de licenciamento em curso. Salienta-se que hoje em dia o principal entrave ao desenvolvimento do setor eletroprodutor recai no licenciamento, existindo uma necessidade urgente de o otimizar e restruturar para dar resposta à ambição do PNEC 2030. Assim, também o RMSA-E vem colocar uma pressão adicional no processo, demonstrado que qualquer uma das trajetórias analisadas exige um avanço célere do licenciamento do complexo hidroelétrico do Alto Tâmega (Gouvães, Daivões e Alto Tâmega), bem com as linhas de ligação à subestação.

Para além desta situação, alia-se ainda o licenciamento e construção de um conjunto de reforços de redes ainda não concluídos, que ajudarão a ultrapassar potenciais dificuldades e restrições à operação da rede, fundamentais não só para segurança e estabilidade de rede, mas também para o desenvolvimento da nova potência de FER para dar cumprimento ao PNEC 2030.

Destaca-se que a central de Sines encerrou efetivamente no início de 2021 como previsto no TA e TT, e com a escalada de preços no mercado de CO2, que ultrapassaram em maio de 2021 o marco histórico de 50€/tCO2, é certamente inevitável o fecho do Pego no fim do ano. Dadas as perspetivas atuais de continuidade de progressão do mercado de CO2, é também provável o fecho antecipado da central da Tapada do Outeiro com o fim do seu CAE em 2024 como imposto no TT.

Esta situação alerta para as medidas mitigadoras apresentadas pelo RMSA-E para colmatar o possível atraso do complexo do Alto Tâmega a par com a nova interligação Minho-Galiza, nomeadamente através da solicitação do programa de apoio ao Operador de Rede do Sistema Espanhol, situação prevista no Manual de Procedimento de Gestão Global do Sistema, da Entidade Reguladora do Sistema Elétrico (ERSE), da redução de consumos, recorrendo ao serviço de interruptibilidade dos consumidores industriais elegíveis e do deslastre de consumos não prioritários.
O processo de licenciamento será cada vez mais um fator decisivo para alcançar as metas de descarbonização e também assegurar a estabilidade do sistema elétrico, sendo necessário garantir que as entidades administrativas são adaptadas aos atuais desafios que a eletrificação impõe. É urgente um redesenho organizacional e que as entidades sejam reforçadas em termos de pessoas qualificadas e meios de IT para dar reposta à estratégia atual, existindo uma coordenação e articulação entre o licenciamento, o planeamento, a monitorização e o controlo.

Dada a abrangência do processo de licenciamento em termos de entidades envolvidas e responsabilidades partilhadas, os planos e estratégias nacionais para a transição climática impõem, cada vez mais, um trabalho conjunto transversal a várias áreas governativas que necessitam de uma estreita colaboração já no curto-prazo.

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