Encargos de potência: rendas ou sobrecustos da energia eólica?

Há semanas fui entrevistado para um programa sobre as barragens que passou na RTP 2 há dias, e que pode ser visualizado aqui por quem quiser.

Encargos de potência: rendas ou sobrecustos da... por BBird351
Nesse programa expliquei à jornalista o papel das barragens reversíveis na regularização da energia eólica e como o sobrecusto daí decorrente era imputável àquela forma de produção, mas houve pontas soltas na minha entrevista que não foram convenientemente tratadas pela reportagem.
Uma dessas pontas é a verba que as barragens vão receber a título de encargo de potência, e que o Prof. Joanaz de Melo estimou em 49 M€/ano (eu estimei 52 M€ nestas contas aqui, mas a diferença é um detalhe menor).
O Prof. Joanaz de Melo e a reporter falam desta verba como uma "renda", que as barragens receberão "quer produzam quer não", mas é altura de esclarecer que essa receita corresponde de facto ao pagamento de um serviço, e que esse serviço é absolutamente necessário, pelas razões que vou mostrar.
Um sistema eléctrico tem de ter capacidade instalada capaz de satisfazer a ponta máxima de consumo anual que possa ocorrer, e que por cá é no Inverno. Como pode haver alguma central momentâneamente avariada, e como o consumo pode por qualquer razão metereológica exceder um pouco o previsto (um frio intenso, por exemplo), em geral na península ibérica tem-se uma reserva de 10% sobre essa ponta de potência máxima.
Quer isto dizer, por exemplo, que se se admitir que no Inverno poderemos atingir 9,5 GW de consumo máximo, o sistema tem que prever 10,5 GW de potência disponível para acorrer a essa ponta de consumo.
Numa central termoeléctrica, ou nas hidroeléctricas no Inverno, podemos contar com a sua potência instalada para isso.
Mesmo no que respeita aos produtores independentes mas termoeléctricos, como a biomassa, Resíduos Sólidos, biogás, cogeração, e também nas mini-hídricas, podemos estatisticamente contar com uma parte muito substancial da sua capacidade para ajudar à tal ponta máxima de consumo.
Porém, nas centrais de energias renováveis intermitentes, não!
A energia fotovoltaica, por exemplo, obviamente não gera à noite, e também gera muito menos no Inverno que no Verão.
Porém, o grande problema da nossa rede nesta matéria é a energia eólica, devido à enorme capacidade que ela já tem cá instalada e à que ainda se planeou vir a instalar!
Com efeito, neste momento teremos uns 4,2 GW de eólicas instaladas que, em média anual, produzem 1,05 GWh.ano (17.5% de toda a electricidade consumida anualmente, tanto já como na Dinamarca), e que em certas madrugadas de muitos dias do ano chegam a estar a produzir mais do que o que se é capaz de consumir, razão de ser da armazenagem pelas barragens que a reportagem abordou.
Porém, isto é imprevisível e não se pode contar com isto para a tal ponta de consumo anual pelo Inverno!
De facto, há também muitos dias, em especial no Verão, em que as eólicas só trabalham a 6% da sua capacidade, por falta de vento, e embora no Inverno, quando ocorrem as pontas de consumo, o mínimo com que se possa contar seja um pouco melhor, mesmo assim não ultrapassa os 0,4 GW, menos de 10%!
Ou seja: por mais energia eólica que tenhamos, temos de ter sempre outras centrais que podem estar "a produzir ou não", como dizia o Prof. Joanaz de Melo, mas que realizam um serviço indispensável: o de acorrer à produção, especialmente na tal ponta de consumo anual, no qual praticamente não se pode contar com o vento para o efeito.
E se essas centrais têm que estar disponíveis, têm que ser construídas e mantidas em boas condições. Mesmo que muitas vezes estejam paradas!...
E isso implica um custo.
Custo que, obviamente, resulta da intermitência incontrolável das formas de produção fotovoltaica e eólica. Um sobrecusto que se lhes deve, por isso, imputar por inteiro!
Espero que tenha ficado claro por que razão, mesmo que o plano completamente delirante de virmos a ter 8500 MW de potência eólica instalada se concretizasse, continuaríamos a precisar de praticamente as mesmas centrais hidroeléctricas e térmicas para satisfazer as pontas de consumo, já que não se pode nunca contar antecipadamente com mais de 6 a 8% da capacidade eólica para satisfazer essa necessidade!
E falei em térmicas porque há anos em que há pouca chuva e portanto também não há agua nos rios no Verão, nem vento, e embora no Verão as pontas de consumo sejam menores que no Inverno, em contrapartida ainda há menos vento e menos água nos rios.
Isto não é novidade nenhuma para quem sabe alguma coisa do assunto, e é por isso que nos anos 70 em Portugal se avançou para a construção de algumas termoeléctricas, depois de uma série de anos secos.
E é por isso que boa parte dos tais "subsídios" pagos também às termoeléctricas são ainda sobrecustos da energia eólica; o vento pode reduzir a produção de energia total daquelas térmicas, mas não reduz em quase nada a necessidade de as ter "à mão". E se elas não cobram na energia, é preciso pagar-lhes só para estarem lá.
De facto, o problema da energia eólica, a partir do momento em que atinge quando está no máximo o consumo mínimo de um país (o que já acontece cá), é que só é capaz de andar se tiver duas muletas: uma para as alturas de excesso (muleta da armazenagem), e outra para as alturas de falta de vento (muleta de backup). E na fotovoltaica é ainda pior!
Ora as muletas têm de se pagar!

Acertos e extras sobre a rentabilidade das novas hidroeléctricas

Depois da compilação actualizada das minhas contas sobre as novas hidroeléctricas, um diálogo com o Ecotretas levou-me a rever os cálculos no pressuposto de que o rendimento do processo de armazenagem é, não os 75% que tenho assumido até aqui, mas na verdade inferior a 70%.
De facto, a literatura optimista que preconiza o armazenamento hídrico como forma de regularizar as renováveis intermitentes costuma apontar a banda de 70-82% para os rendimentos do processo, e foi por isso que eu, preferindo pecar por excessiva bondade do que por má fé, tenho considerado o valor médio dessa banda e arredondado para cima.
Porém, toda a literatura que se baseia em dados reais de hídricas de bombagem reais aponta antes a banda de 65-77% (ou seja, menos 5% que a outra), e um dado concreto é a eficiência atingida em algumas grandes barragens chinesas feitas com o apoio técnico da sabedora e experiente EDF: 70%.
Assim, os dados que o trabalho orientado pelo Prof. Peças Lopes (agora ocultado do escrutínio público) e que eu mencionara no post anterior, que efectivamente eram de um rendimento inferior a 70%, devem ser típicos.
Por outro lado, também tenho assumido umas perdas na rede da REN, para o tansporte dos parques eólicos às barragens, de apenas 1%, mas os relatórios da REN mostram que o valor típico anda na banda 1,5-2%.
Assim, e se refizer as contas do post anterior considerando um rendimento total para o armazenamento hídrico de 68, 66 e 63%, respectivamente para uma potência eólica instalada de 4250 MW ( a actualmente existente), 5700 MW (a considerada pela REN para o PNBEPH) e de 8500 MW (a planeada pelo Governo anterior), os resultados modificam-se como mostrarei. O rendimento decrescente que indiquei resulta de, crescendo a quantidade de água bombada, crescerá também a quantidade que terá de ser dissipada abrindo as comportas das barragens, devido à competição com a água da chuva pela capacidade das albufeiras.
Antes de continuar, convém notar que o armazenamento hídrico acresce o custo do kWh de energia eólica em duas parcelas:

- a primeira resulta do custo propriamente do armazenamento, ou seja, essencialmente as receitas das hidroeléctricas pelo serviço prestado;
- a segunda resulta de que, sendo a energia eólica paga directamente aos produtores, o custo para os consumidores é o mesmo mas a dividir por uma quantidade de energia eólica menor, devido às perdas no processo de armazenamento. Ou seja, esta parcela resulta dos consumidores pagarem também as perdas da armazenagem, na origem e ao produtor.

Considerando então agora estes novos rendimentos e que , para os três cenários de potência eólica instalada e admitindo sempre um factor de utilização de 25%, no primeiro (4250 MW instalados, 1062.5 MW produzidos em média) se armazenarão em média 175 MW (1/6), que no segundo (5700 MW, 1425 MW em média) se armazenarão em média 350 MW (1/4),  e que no último (8500 MW, 2125 MW em média) se armazenarão 700 MW (1/3), obtem-se, assumindo como antes 8,5% de taxa de remuneração do investimento e um diferencial de 6,5 ç/kWh entre o preço de venda e o de compra pela EDP da energia eólica:

• Cenário com a potência eólica actualmente instalada (4250 MW)

Neste cenário a EDP não consegue recuperar o investimento feito. Os custos adicionais para os consumidores resultantes do armazenamento serão:
- receitas das hidroeléctricas - 1,81 ç/kWh eólico;
- pagamento das perdas - 0,45 ç/kWh eólico;
- Sobrecusto total por kWh de origem eólica - 2,26 ç/kWh;
- Adicional de custo por cada kWh consumido no país - 0,4 ç/kWh;
- % de sobrecusto na factura média: 3,7%.
- saldo energético das novas barragens: 136 MW hídricos - 56 MW de perdas (em média) = 80 MW.

• Cenário com a potência eólica instalada de 5700 MW

Neste cenário a EDP já consegue recuperar o investimento feito, mas ao fim de 50 anos. Os custos adicionais para os consumidores resultantes do armazenamento serão:
- receitas das hidroeléctricas - 1,97 ç/kWh eólico;
- pagamento das perdas - 0,74 ç/kWh eólico;
- Sobrecusto total por kWh de origem eólica - 2,71 ç/kWh;
- Adicional de custo por cada kWh consumido no país - 0,62 ç/kWh;
- % de sobrecusto na factura média: 5,8%.
- saldo energético das novas barragens: 136 MW hídricos - 120 MW de perdas (em média) = 16 MW.

• Cenário com a potência eólica instalada de 8500 MW

Neste cenário a EDP recupera o investimento feito em 13 anos. Os custos adicionais para os consumidores resultantes do armazenamento serão:
- receitas das hidroeléctricas - 2,16 ç/kWh eólico;
- pagamento das perdas - 1,12 ç/kWh eólico;
- Sobrecusto total por kWh de origem eólica - 3,28 ç/kWh;
- Adicional de custo por cada kWh consumido no país - 1,07 ç/kWh;
- % de sobrecusto na factura média: 10%.
- saldo energético das novas barragens: 136 MW hídricos - 266 MW de perdas (em média) = -130 MW.

Condições de rentabilidade das novas hidroeléctricas

Faz hoje exactamente 2 anos que pela primeira vez escrevi aqui que os extraordinários investimentos em hidroelectricidade anunciados pelo Governo de então não iam gerar energia praticamente nenhuma - iam, sim, servir de estabilizador das energias eólica e solar que então se projectavam a uma escala gigantesca!
Chegara a esta conclusão depois de consultar a informação publicamente disponível na net, estimulado pelos extraordinários números que eram avançados, e apesar de uma imensa propaganda que mistificava deliberadamente o assunto. No caminho, deparei com alguém que já fizera reflexão semelhante, o economista Eugénio Rosa, mas que, talvez por falta de conhecimentos técnicos, tinha erradamente chegado à conclusão que o objectivo era dar consumo à electricidade espanhola nuclear, a qual porém nunca precisou de tal recurso nem irá precisar. Eugénio Rosa tinha errado no alvo, mas não tinha errado no facto de ser a bombagem a grande motivação de todo o investimento anunciado *!
Depois desse post de há 2 anos escrevi outros (podem ser rapidamente encontrados na rúbrica "hídrica" à direita), e todo o assunto das renováveis intermitentes e do seu sobrecusto sistémico ganhou grande projecção, mas há um aspecto que ainda não analisei devidamente: o dos mecanismos de recuperação dos investimentos anunciados.

Para discutir esta questão, começo por recapitular, corrigindo alguns erros de pormenor de posts passados, a potência média (em MW) de origem hídrica prevista para cada empreendimento, a qual se obtém dividindo os GWh/ano estimados nas memórias técnicas dos empreendimentos por 8,766, o número médio de milhares de horas de um ano. As referidas memórias técnicas estão todas aqui.

Do Programa Nacional de Barragens de Elevado Potencial Hidroeléctrico foram concessionadas 8 barragens, algumas das quais têm suscitado protestos ambientalistas e de sectores das populações locais:

Girabolhos (Endesa):  11.29 MW (99 Gwh/ano);
Vigado/Alto Tâmega (Iberdrola): 13.00 MW (114 GWh/ano);
Daivões (Iberdrola): 16.88 MW (148 GWh/ano);
Padroselo (Iberdrola): 11.64 MW (102 GWh);
Gouvães (Iberdrola): 17.45 MW (153 GWh/ano);
Foz Tua (EDP): 38.79 MW (340 Gwh/ano);
Fridão (EDP): 34.11 MW (299 GWh/ano);
Alvito (EDP): 7.07 MW (62 GWh/ano).

Total do PNBEPH: 150.23 MW de potência média, correspondentes a 1317 GWh de energia anual e a 2.5% do consumo nacional.
Potência instalada (que não tem nada a ver com a energia oriunda do rio): 2200 MW (inicialmente haviam sido previstos apenas 941 MW ao todo).
Investimentos, retirados do site da EDP e de notícias da Imprensa: 3,16 Biliões € (2,06 espanhóis, 1,1 da EDP).
Vale a pena notar que, com 35% do investimento total anunciado, a EDP obteve 53% da energia hídrica (80 MW médios), o que não foi mau negócio nacional.

Porém, além destes 8 aproveitamentos, estavam também já em construção mais dois, pela EDP:

Baixo Sabor (aqui): 26.24 MW (230 GWh/ano);
Ribeiradio-Ermida (aqui): 15.29 MW (134 GWh/ano).

Os investimentos realizados nestas duas barragens, actualizando os preços para o presente, terão sido, segundo a EDP, de 0,67 biliões €.
Com estas duas, a potência média gerada total das 10 barragens será de 192.9 MW (1691 GWh/ano), dos quais 121.4 da EDP que, nisto tudo, terá investido 1,77 biliões de €.
Assim e aparentemente, quem fez um investimento a pensar sobretudo na bombagem terão sido a Iberdrola e a Endesa, que apenas obtiveram 70.33 MW médios por uns alegados 2,06 biliões de €.
Porém, como já tinha notado há 2 anos, é preciso considerar também os investimentos em "reforços de potência" feitos pela EDP e que o foram sobretudo em instalação de bombagem, cobrindo as barragens de Picote II, Bemposta II, Alqueva II, Venda Nova III, Salamonde I e Paradela II, e que acrescentaram produções de energia insignificantes: 3.45 MW médios no Alqueva, 2 MW na Bemposta e, no total e já considerando o 1.45 MW médio que o Baixo Sabor permitiu aproveitar de outros empreendimentos, pela gestão melhorada da bacia hidrográfica, estes outros empreendimentos gerarão apenas 14.5 MW médios anuais, mas terão custado à EDP 1,25 biliões de €. O que crescentaram foi capacidade de bombagem e mais potência de ponta! Como se vê, afinal houve grande convergência e partilha entre Espanha e Portugal!...

A energia total de origem hidroeléctrica que estes 5,08 biliões de € vão gerar é assim, e feita a soma, de 207 MW em média (1,815 TWh/ano), 3,5% do consumo nacional, e apenas acresce em 15,8% a produção hidroeléctrica que já havia no país (excluindo mini-hídricas).
Porém, para avaliar custos há ainda que contabilizar os investimentos da REN em rede de Muito Alta Tensão para transitar as enormes, ainda que ocasionais, potências geradas e consumidas por estas hidroeléctricas.
Ora já este ano a REN anunciou que dos investimentos na rede previstos para os próximos anos 2012-2016, concomitantes com a construção das novas barragens (e parques eólicos que delas precisam), 0,45 biliões de € se destinam a "apoiar as novas renováveis", o que constituirá 1/4 da totalidade dos investimentos da empresa. No entanto, a REN já há anos que vem a reforçar a rede, a uma média de 200-250 milhões de €/ano, pelo que admitindo a mesma proporcionalidade se poderá estimar que já terão sido investidos outros 0,45 biliões de € para dar vazão às (raras) pontas de produção eólica. De qualquer modo, destes valores nem tudo será para ligar os parques eólicos às estações de bombagem da EDP e, embora o grosso do trânsito de energia vá ser entre o Minho, onde estão a maioria dos parques eólicos, e o Alqueva (o maior "depósito" de água bombábel), no outro extremo do país, poderemos admitir que por causa das barragens a REN investirá pelo menos 0,6 biliões de €, o que totaliza, somando ao investimento nas próprias barragens, 5,7 biliões de €. ...
Entretanto, a quantidade de energia que a EDP prevê fornecer com origem na bombagem está publicada aqui e extrai-se da frase "17, 9 TWh/ano de produção bruta ou 13,3 TWh/ano de produção líquida de bombagem", o que revela o plano de fornecer 4600 GWh/ano (de 17,9-13,3 TWh/ano) a partir da bombagem.
Este valor corresponde a 525 MW de potência média, e se os comparamos com os 207 MW de origem hídrica gerados pelos rios (ou se compararmos os 4600 com os 1815 GWh contabilizados atrás, o que é o mesmo), comprovamos que o grande objectivo destes investimentos é, de facto, a regularização da produção eólica, como aliás a REN já explicara no documento do PNBEPH e como tem sido explicitamente explicado pelo Prof. Peças Lopes da FEUP (ver figura), o grande catedrático desta solução para Portugal...!

Podemos ainda, como já fiz várias vezes, notar o seguinte: para produzir em média 525 MW (4600 GWh/ano) provenientes de bombagem, as barragens têm que consumir pelo menos 700 MW (6130 GWh/ano) de origem eólica, dadas as perdas técnicas no processo. Isto resulta de neste processo a energia de origem eólica ter de primeiro transitar nas linhas da REN até às barragens, linhas onde há perdas (da ordem de 1%), depois passar pelos transformadores das barragens, accionar os geradores a funcionarem como motores, perdendo cerca de 1% em cada uma destas etapas, dos motores eléctricos passar às turbinas hidráulicas e às condutas de elevação, onde as perdas são maiores - e, depois de novo, para regressar à rede, descer pelas condutas, onde se dão a maior parte das perdas devido ao atrito (perdas de carga), accionar as turbinas hidráulicas, que movem os geradores eléctricos, cuja electricidade passa de novo pelos transformadores e volta a transitar nas linhas, perdendo 1% em cada uma destas etapas. No total e incluindo as perdas nas linhas da REN, dissipa-se à volta de 25% da energia inicial, mas as perdas podem ir a mais de 30% **!...
Ambientalmente relevante, entretanto, é que estes 175 MW de perdas (que talvez cheguem a 225 MW...) (de 1530 GWh/ano a 1970 GWh/ano) anulam os 207 MW de origem hídrica que as barragens extrairão dos rios, justificando o que tenho dito: as barragens vão produzir zero de energia!...


Sistemicamente, porém, a bombagem hídrica presta um serviço que pode ser rentável para os respectivos investidores, e é isso que vou procurar avaliar, para vários cenários, terminando pela identificação de quem ganha e de quem paga este serviço.
Considerando a procura de electricidade, que varia com as horas do dia e os dias da semana e do ano, a oferta não tem sempre o mesmo valor: vale mais quando a procura é maior, nas horas de ponta, e menos quando é menor, nas horas de vazio. Em Portugal o consumo médio é de muito aproximadamente 6,o GW, mas às horas de ponta (hora de jantar) chega perto dos 8,8 GW, e no vazio (madrugadas) pode ficar-se só por uns 3,7 GW.
Um sistema eléctrico bem planeado tem um conjunto de centrais de relativamente elevado investimento inicial mas baixos custos variáveis a trabalhar permanentemente de modo a cobrir o mínimo de 3700 MW, e depois para as pontas reservam-se as centrais baratas mas de elevados custos variáveis (sobretudo combustível). Dependendo das condições de um país, essa base do diagrama de cargas pode ser, por exemplo, satisfeita com centrais a carvão ou nucleares, enquanto as pontas serão satisfeitas com centrais de ciclo combinado a gás natural. Se houver rios e barragens, estas podem ser usadas para regularizar a produção, sustendo a água nas horas de vazio e turbinando-a nas horas de ponta, se as condições hídricas forem adequadas e não havendo necessidade de bombagem.
Mas pode acontecer que não haja caudal dos rios que chegue, e então uma solução poderá ser ter as tais centrais de base a produzirem mais que o consumo nas horas de vazio, e usar o excesso de energia para bombar água em hidroeléctricas reversíveis, que funcionam assim como reservatórios de energia (na forma de água elevada), para uso nas horas de ponta. Perde-se 25% da energia produzida pelas centrais de base mas, se esta for muito barata, mesmo assim economicamente compensa.
Isto é o que faz a França, por exemplo, que tem 75% da sua electricidade de origem nuclear.
Se aplicada a solução francesa ao nosso país, para exemplificar, ter-se-iam centrais nucleares a produzirem em permanência 4500 MW (75% dos 6000 consumidos em média), e nas horas de vazio sobrariam 800 MW (4500-3700), que seriam consumidos em bombagem pelas hidroeléctricas. Como o custo médio do kWh nuclear é em França de 4,1 ç, se as centrais a venderem à rede durante a maior parte do dia a 5 ç (valor típico), podem perfeitamente vendê-las em 4 horas de vazio a preço zero que isso ainda é compensador, por não terem de as desligar, dado que se as desligassem isso requereria dias para voltarem a funcionar normalmente.
Em Portugal a bombagem também se usa desde há mais de 40 anos, num regime articulado entre hídricas de fio de água e hídricas de albufeira. As primeiras, mais baratas, só conseguem suster água por algumas horas, enquanto as segundas podem armazenar razoáveis quantidades. Assim, em Invernos muito chuvosos, havia alturas, até há 40 anos, quando o nosso consumo per capita era menos de 1/5 do de hoje, em que as hídricas de fio de água ou geravam mais do que o consumo ou abriam as comportas e desperdiçavam a água, e assim produziam um excesso de energia que era consumida pelas hídricas de albufeira com bombagem a encher as barragens - para a usar nas horas de ponta, no Verão e até de um ano para o outro!
Obviamente que tanto num como no outro exemplo a bombagem adicona um custo à energia bombada, o custo do investimento nas próprias capacidades de bombagem e mais as perdas de energia do processo; porém, se a energia assim aproveitada for muito barata, o custo total ainda será baixo, e a solução boa para todos - incluindo os consumidores.
Para avaliar agora a rentabilidade e custos da nova bombagem prevista para as eólicas, convém começar por notar que o cenário previsto pelo estudo da REN constante do próprio plano do PNBEPH era para uma potência eólica instalada no país de 5.7 GW, +1,5 GW do que existe neste momento, satisfazendo 22% do consumo nacional (à media de 1400 MW eólicos) e tornando-nos o campeão mundial do consumo dessa forma de energia! A figura seguinte simulava o que se previa acontecesse.

A figura mostra claramente que se previa um excesso de produção eólica durante a noite (quando ocorrem os consumos mínimos e o vento é maior), num total de cerca de 350 MW médios e uma ponta de perto de 2000 MW pelas 5 h da madrugada. Ou seja: com tal produção eólica, 1/4 dela teria de ser armazenada por bombagem, para não ter de ser deitada fora ou exportada a preço zero!
Os números previstos pela EDP para a energia bombada, porém e como vimos, são o dobro destes, e de facto o plano do Governo anterior propunha que se chegasse a 8500 MW de potência eólica instalada, o dobro do que existe presentemente! Por outro lado, 700 MW em média de energia eólica consumida em bombagem serão o dobro dos 350 MW visualizados pela REN, apesar da potência instalada de 8500 planeada pelo anterior Governo ser "apenas" +50% que os 5700 MW considerados pela REN, mas isso é consistente com o facto de quanto maior a percentagem de energia eólica, maior a percentagem dela que precisará de ser armazenada para se conseguir regularizá-la.
É também curial notar que, se os 350 MW médios a bombar previstos pela REN para uma potência eólica instalada de 5700 MW requerem 2000 MW de potência de ponta na bombagem pelas 5h da manhã, os 700 MW médios a bombar previstos pela EDP para a potência eólica de 8500 MW planeados pelo Governo anterior requererão pelo menos 4000 MW de potência de ponta, precisamente o que foi projectado realizar-se após o PNBEPH e pelos investimentos da EDP.

Estamos agora em condições de fazer alguns cálculos de rentabilidade económica, para vários cenários de futuro e algumas hipóteses adicionais que apresentarei no seguimento. A primeira hipótese é que as taxas de juro pagas pelo capital investido serão de 8,5%, um valor típico para investimentos em anos passados recentes,.

• Cenário A: tudo corre conforme planeado pelo Governo anterior e os espanhóis também

Neste caso, o mais optimista para os investidores, Espanha usa as barragens da Iberdrola e da Endesa para armazenar o seu próprio excesso de energia eólica, e todo o excesso de eólica nacional é trabalhado apenas pelas centrais da EDP. Vou também ter em conta a remuneração recentemente promulgada de 20 k€/MW pela "garantia de potência" e admitir que as barragens conseguem comprar a energia eólica, no mercado e de madrugada, a 0 ç/kWh, para vendê-la nas horas de ponta a 6,5 ç/kWh. Note-se que, dado o baixo ou nulo valor que a energia eólica atinge no mercado nas horas de vazio, o rendimento técnico da bombagem é irrelevante para quem a faz.
O investimento a recuperar é, neste caso, apenas o da EDP (3,0 biliões de €) e o da REN (0,9 biliões de €), verificando-se então que:
- O encargo anual da bombagem da energia eólica para os consumidores será de 430 milhões de € (dos quais 80 para a REN) acrescendo em 2,5 ç/kWh o custo de produção médio de toda a energia eólica;
- A EDP recupera o seu investimento em 11 anos. Receberá anualmente 376 M€ pela electricidade vendida e 52 M€ pela "garantia de potência".

• Cenário B: como em A, mas com menor diferencial de preços entre a eólica comprada e a revendida.

Admitindo agora valores mais razoáveis de compra e venda da energia eólica, respectivamente de 1 ç/kWh e 5,5 ç/kWh:
- O encargo anual da bombagem da energia eólica para os consumidores será de 339 milhões de € (dos quais 80 para a REN) acrescendo em 2,0 ç/kWh o custo de produção médio de toda a energia eólica;
- A EDP recupera o seu investimento em 22 anos. Receberá anualmente 257 M€ pela electricidade vendida e 52 M€ pela "garantia de potência".

• Cenário C: Como em A, mas só se vêm a instalar 5700 MW de potência eólica

Neste caso e de acordo com a antevisão da REN, só haverá metade da energia eólica para bombar relativamente aos cenários anteriores. O investimento necessário da REN será também menor.
- O encargo anual da bombagem da energia eólica para os consumidores será de 261 milhões de € (dos quais 60 para a REN) acrescendo em 2,2 ç/kWh o custo de produção médio de toda a energia eólica;
- A EDP recupera o seu investimento em 32 anos. Receberá anualmente 226 M€ pela electricidade vendida e 52 M€ pela "garantia de potência".

• Cenário D: como em B, mas só se vêm a instalar 5700 MW de potência eólica.

- O encargo anual da bombagem da energia eólica para os consumidores será de 215 milhões de € (dos quais 60 para a REN) acrescendo em 1,8 ç/kWh o custo de produção médio de toda a energia eólica;
- A EDP receberá anualmente 161 M€ pela electricidade vendida e 52 M€ pela "garantia de potência". Nunca recuperará o investimento feito e terá acumulado um prejuízo de 34 biliões de € ao fim de 50 anos. Só recuperará o investimento, e ao fim de 42 anos, se a remuneração do capital investido não superar 6,5% ao ano.

• Cenário E: O investimento em eólicas pára no valor em que está (4250 MW).

Mesmo admitindo o cenário optimista de que as barragens conseguem comprar a energia eólica a 0 ç/kWh e vendê-la a 6,5 ç/kWh, e que ainda assim haverá uma potência média de metade da do cenário anterior para bombar (130 MW médios), e que não se realizam os investimentos previstos pela REN para os próximos anos, ter-se-á:
- O encargo anual da bombagem da energia eólica para os consumidores será de 164 milhões de € (dos quais 40 para a REN) acrescendo em 1,8 ç/kWh o custo de produção médio de toda a energia eólica;
- A EDP receberá anualmente 149 M€ pela electricidade vendida e 52 M€ pela "garantia de potência". Nunca recuperará o investimento feito e terá acumulado um prejuízo de 42 biliões de € ao fim de 50 anos. Só recuperará o investimento, ao fim de 40 anos, se a remuneração do capital investido não superar 6,0% ao ano.

• Cenário F: O investimento em eólicas pára no valor em que está (4250 MW) e o de Espanha também.

Nem a EDP nem a Iberdrola nem a Ensesa recuperarão jamais os investimentos feitos, mesmo admitindo que os 2,06 biliões de € alegados pelas "eléctricas" espanholas são pura fantasia e que o valor real andará por metade desse. Além disso estas empresas irão competir pelo reduzido mercado de bombagem português, agravando mais ainda os prejuízos da EDP, ainda que reduzindo os encargos para os consumidores devido à competição nos preços.


Talvez se perceba agora melhor porque é a EDP uma tão grande defensora da energia eólica, apesar de ela própria ter limitados investimentos em aerogeradores no país. Quanto aos investimentos espanhóis, não tenho notícia de como vão eles...


* - não consegui reencontrar o estudo de Eugénio Rosas que estava no blog comunista "Resistir", para lhe fazer a devida hiperligação.
** - A FEUP, com o INESC-Porto e sob a orientação do Prof. Peças Lopes, produziu um estudo de gestão hídrico-eólico para uma região no norte em que considerou, com dados da EDP, perdas na bombagem superiores a 30%. Porém, os resultados desse trabalho, outrora públicos, desde que começámos a falar deste processo passaram a ser cuidadosamente escondidos...

O "teste" sísmico japonês à segurança das centrais eléctricas

Ontem ocorreu um sismo no Japão de grau 8.9 na escala de Richter. A ilha de Honshu deslocou-se mais de 2 metros, e um tsunami (uma palavra japonesa...) de 10 metros de altura varreu a costa nordeste, causando a maioria dos cerca de mil mortos registados.

O sismo que recentemente matou centenas de milhar de pessoas no Haiti foi bastante mais fraco (7.2), mas o que em 1755 devastou Lisboa e o Sul de Portugal teve uma intensidade semelhante (8.6 na escala de Richter - ver a figura ao lado para comparação).
Com o sismo actual, o eixo do planeta deslocou-se 10 cm e o período de rotação da Terra reduziu-se em 1.6 micro-segundos. Foi um fenómeno de tal energia que também chegaram tsunamis à costa americana, causando pelo menos um morto, a milhares de km de distância!

O Japão é um país extraordinariamente civilizado e em que os sismos (há em média um, fraquinho, a cada 5 minutos) são bem estudados e as normas de projecto das construções são rigorosas. Além disso a corrupção é reduzida e o povo altamente educado e cívico (até andam de máscara quando se constipam, para não contagiarem as outras pessoas). Mas, apesar disso tudo estar bem patente na diferença de mortalidade entre o que acabou de acontecer lá e o morticínio do Haiti, o Homem continua a ser mortal e a Natureza cataclísmica.

A destruição industrial causada pelo sismo de ontem foi tal que a cotação do barril de petróleo caiu imediatamente 3 dólares. Há uma refinaria perto de Tóquio e um complexo petroquímico em Sendai a arderem, falhas generalizadas de electricidade e de tele-comunicações, e... centrais eléctricas gravemente danificadas!

Entre as centrais danificadas, pouco se sabe ainda sobre a hidroeléctrica das montanhas da ilha de Honsu cuja barragem rebentou e que, na enxurrada resultante, arrastou "várias" casas. Mas o Japão só tem pequenas hidroeléctricas de montanha, e cerca de 1/3 da sua electricidade é produzida por... 54 reactores nucleares! E mais 2 em construção e mais 12 planeados...
Temos assim que, portanto, as centrais nucleares do Japão acabam de ser submetidas ao ultimate teste sísmico! As centrais nucleares e as hidroeléctricas, embora estas sejam lá pouco expressivas...

Ora as últimas notícias nos media parecem indicar que o pior acidente que pode suceder num reactor nuclear, o da explosão do circuito de água pressurizada que modera a intensidade da cisão nuclear e que transfere o calor gerado para as turbinas geradoras, poderá ter acontecido há poucas horas num dos reactores da central de Fukushima I.

Como expliquei resumidamente aqui, é a água que modera a cisão nuclear em cadeia num reactor normal, desacelerando os neutrões que cindem os núcleos dos átomos de urânio 235. Modera-a, absorvendo a respectiva energia e aquecendo, e é esse calor que é depois levado, a alta pressão e temperatura, para o circuito de aquecimento da água das turbinas geradoras.
Se essa água deixar de circular, ou se se reduzir devido a uma fuga, a sua temperatura sobe até que a respectiva pressão rebenta com a canalização que a contém, e em geral com isso também danifica o reactor, expondo o respectivo conteúdo e misturando-o com o vapor de água libertado. Daí resultam as nuvens de vapor radioactivo que, em Chernobyl e segundo algumas notícias também agora em Fukushima I, se soltam para a atmosfera se se puderem escapar do edifício que contém o reactor - o que é mais provável se o próprio rebentamento das canalizações de água pressurizada destruir a cúpula desse edifício.

Os media estão atentíssimos ao que se está a passar, e já ouvi notícias dando conta de que a cúpula do edifício de Fukushima I teria mesmo rebentado, como em Chernobyl! Porém, a TEPCO (a EDP lá do sítio) está a publicar hora a hora comunicados sobre a situação e não confirma nada disso! Com efeito, o último comunicado, publicado há minutos, informa já estar tudo sob controlo!
Sim, o sistema de circulação da água pressurizada avariou, assim como os 12 geradores Diesel de emergência (Raquel: preste atenção aos Diesel para a sua Tese!), mas o único reactor em que uma das barras de grafite que controlam o reactor (absorvendo os neutrões) não era certo já estar no sítio certo 2 horas atrás era o nº 1 (daí para cá o assunto já foi resolvido). E, entretanto, com água extra a ser injectada para manter a temperatura e a reacção sob controlo!

Ora este detalhe técnico (o reactor nº 1 de Fukushima I) que aqui menciono não é irrelevante; é que é precisamente o reactor mais antigo dos 54 que o Japão tem, construído há já 40 anos (1971), antes do incidente de Three Mile Islands e o acidente de Chernobyl terem levado a rever todo o projecto das centrais nucleares subsequentes!
Como explico no texto que escrevi em 2009, foi para garantir o controlo destas situações que se evoluiu para a III geração de centrais nucleares, as que agora se fabricam, e que , entre outras medidas extremas de segurança, têm o reactor contido numa dupla casamata à prova de fusão do mesmo!
Vamos ver atentamente como evolui a situação.
Até ao momento a TEPCO dá conta de alguns trabalhadores feridos e um provavelmente morto durante os trabalhos de emergência em curso em Fukushima I, mas nenhum por radioactividade.
Entretanto, continua a não se saber o número de mortos causados pelo rebentamento da barragem da central hidroeléctrica, e que não parece interessar os media... mas que me deixa a pensar: e se, num terramoto semelhante por cá, rebentassem alguma ou algumas das novas hidroeléctricas dos afluentes do Douro, que aconteceria ao Porto?

Se tivéssemos energia nuclear em vez de eólica também precisaríamos de bombagem hidroeléctrica?

Tenho ouvido muita gente que pensa que a existência de centrais nucleares também requer obrigatoriamente capacidade de armazenamento de energia para as horas de fraco consumo, ou seja, de bombagem hidroeléctrica, à semelhança das eólicas. Até já ouvi dizer isso a alguns nuclearistas!...
Mas trata-se, de facto, de uma grande confusão.
O plano do Governo é o de virmos a ter 5700 MW de potência eólica instalada, o que ultrapassa em muito o consumo nacional das horas mortas da madrugada, e é por isso que são precisas hidroeléctricas reversíveis que consumam o excedente dessa energia. Essas eólicas todas, +2/3 do que já tínhamos no final de 2009, só de vez em quando produzirão o máximo, que será de uns 5000 MW para o conjunto do país, embora muitas vezes haverá que produzirão mais que o consumo mínimo nacional de 3300 MW, e daí o uso previsto regular da bombagem. No entanto, em MÉDIA, essas eólicas só produzirão 1/4 disso, cerca de 1400 MW, e é este valor que interessa para saber a energia gerada. E isto é assim porque se há ocasiões em que as eólicas poderão produzir os tais 5000 MW, outras haverá e muitas em que só produzirão uns 500 MW. Depende do vento...
Ora um único reactor nuclear típico de 1650 MW produz uma MÉDIA de 1500 MW ao ano (pára uns 9% do tempo, cada ano e meio, para recarga e manutenção), portanto mais energia que os 5700 MW de eólicas, mas nunca ultrapassa os 1650 MW e também raramente desce abaixo disso, a não ser que se queira. E, se nunca ultrapassa os 1650 MW, mal atinge metade do tal consumo mínimo nacional de 3300 MW, e portanto nunca o excede, e portanto não precisa de bombagem nem de armazenamento nem de hidroeléctricas para nada!
Se tivéssemos 80% da energia eléctrica de origem nuclear, como a França, é que o problema se colocaria! Para isso teríamos de ter não 1 mas sim 3 reactores de 1650 MW, que produziriam uma MÉDIA  de 4500 MW, mas geralmente estariam a produzir perto dos tais 5000 MW que as eólicas produzem ocasionalmente. Mas isso era se tivéssemos 80% da electricidade de origem nuclear!...
Os franceses, de facto, usam a bombagem para regularizar a produção das suas nucleares.
Mas basta ver que a Espanha, aqui ao lado, tem 9 reactores nucleares e 6 vezes o nosso consumo nacional de electricidade, e tem muito menos bombagem do que Portugal vai ter depois de construir todas estas hidroeléctricas reversíveis...

Mais sobre a lógica técnico-económica das hidroeléctricas

Neste caso do investimento nas hidroeléctricas têm-se feito umas enormes confusões, havendo até quem pense que eu estou contra o aproveitamento dos recursos hídricos nacionais!
No meu primeiro post sobre este tema, há uns 6 meses, expliquei tudo em detalhe, depois resumi as conclusões, de novo, aqui e aqui, mas até engenheiros licenciados em Energia e Sistemas de Potência por Universidades credíveis me dizem não ter paciência para ler aquilo tudo (!) e quererem que eu "vá directo ao assunto"!...
Vamos lá a ver então se repesco algumas das coisas que já expliquei por aqui, resumindo-as:

• Um reforço de potência não aumenta a energia hídrica de um rio. A energia que se pode aproveitar da água é a energia mecânica potencial dada pela massa de água vezes a altura da sua queda. "Reforçar a potência" é aumentar a capacidade de turbinar a água, é pôr turbinas mais largas ou pôr mais turbinas, mas isso não aumenta a quantidade dessa mesma água e, portanto, não aumenta a energia que há nas albufeiras. Por conseguinte, um reforço de potência só aumenta a velocidade, a taxa a que se consegue turbinar a água, mas não a quantidade existente dessa água. Potência e energia não são a mesma coisa! Potência é só a a velocidade a que se consegue produzir ou consumir a energia; a única potência de uma central que tem alguma coisa a ver com a energia que ela produz é a potência média, que é a energia efectivamente gerada dividida pelas horas do ano, e não a potência instalada. Nas centrais termoeléctricas, incluindo os grupos Diesel, é que a potência instalada é razoávelmente proporcional à energia, porque essas centrais trabalham regularmente à potência nominal, mas nas fontes renováveis isso não é nada assim! Só trabalham quando há água, vento ou sol!...
• Os diversos tipos de centrais eléctricas formam um sistema interligado electricamente. Pode-se pensar que construir hidroeléctricas não tem nada a ver com eólicas, solares ou termoeléctricas em termos de operação do sistema eléctrico, mas é errado. As centrais estão todas interligadas electricamente e aos consumidores e complementam-se. A principal necessidade desta complementaridade resulta de o consumo seguir um padrão dário (e semanal, e anual) que depende dos consumidores, enquanto as centrais eléctricas produzem conforme a sua disponibilidade. Em regra uma coisa não confere com a outra, e por isso é preciso um mix de centrais que permitam adaptar a produção ao consumo, ligando ora umas ora outras. No caso das eólicas e do solar, não há mesmo nenhuma controlabilidade e a sua produção é muito intermitente, pelo que há duas soluções teóricas para as compatibilizar com o consumo.
• A solução economicamente racional para compatibilizar as fontes intermitentes de energia eólica e solar com o consumo é só ter delas uma quantidade limitada. Se as fontes de energia intermitente forem em quantidade moderada, o sistema eléctrico pode adaptar a produção ao consumo usando outras centrais que cubram a diferença, e que existem por mérito próprio: hidroeléctricas com alguma capacidade de armazenamento, que possam suspender a produção quando há da outra energia em abundância, reservando a água que vem dos rios nas suas albufeiras, para a turbinar depois quando há falta, e termoeléctricas de resposta rápida - como as a gás, a parte a gás das de ciclo combinado, e parcialmente as a carvão e as modernas nucleares. Não exceder o razoável que permita este funcionamento complementar é não ter mais que para aí uns 10%, 15% no máximo, do total de energia de origem eólica e solar!
• A outra solução que tem custos absurdos é construir gigantescos armazéns de energia. Se as fontes intermitentes eólica e solar ultrapassarem o valor de referência que apontei, haverá muitas ocasiões em que não produzem quase nada e é preciso ter termoeléctricas para as substituir, que têm de existir e ser pagas mesmo que em média se usem pouco, e por outro lado haverá outras ocasiões em que produzem mais que o consumo. E é aqui que a única solução para este problema é ter maneira de armazenar essa energia ocasionalmente excedentária! Ora esse armazenamento é caríssimo e só se justifica por haver excesso, e apenas pontualmente, de energia eólica ou solar, e é esse o papel das hidroeléctricas reversíveis - que consomem esse excesso de energia eólica e solar bombeando água para as albufeiras, para depois a devolverem quando há de novo falta de energia no sistema - mas perdendo, nesse processo, cerca de 1/4 da energia produzida por essas eólicas e solares!
• Se as hidroeléctricas planeadas fossem só para aproveitar os recursos hídricos, o investimento associado, que terá de ser pago pelos consumidores, seria muito menor. Dos 4900 milhões de € falados para a totalidade das novas hidroeléctricas, pelo menos 1000 a 1500 milhões serão para os 6 reforços de potência reversível de aproveitamentos que já existiam e que, como expliquei, não vão produzir mais energia do que a que já havia; vão apenas servir para armazenar energia de origem eólica. E, dos outros 3400 a 3900 milhões, também provavelmente menos de metade chegariam para dar uso à agua dos respectivos rios. O grosso desses investimentos vai ser para criar o tal armazenamento de energia eólica e solar.

Em suma, não é contra a exploração dos recursos hídricos nacionais que eu me manifesto. É contra o excesso de energia eólica e solar (esta, prevista) que, além de caríssimas, pouca incorporação nacional contêm e, ainda por cima, exigem agora dispendiosos meios de armazenamento de energia para poderem continuar a crescer muito acima do técnica e economicamente razoável!

Explicando as contas da energia que vão produzir as hidroeléctricas como se fossem muito burros

Algumas pessoas parecem incrédulas com as contas que tenho apresentado sobre a energia nula ou mesmo negativa que os novos investimentos hidroeléctricos em projecto ou construção vão produzir, pelo que vou tentar explicar essas contas da forma mais simples que consigo, partindo do princípio que quem me lê nada sabe de engenharia.

1. As 8 novas barragens do "programa nacional de barragens com elevado potencial hidroeléctrico" (PNBEPH) vão produzir em média anual, de origem hídrica, 128 MW. Mais as 2 de Ribeiradio e Sabor, e mais os reforços de potência em outras 6, temos um total de 175 MW. Estas contas fazem-se dividindo a energia média anual constante da própria memória descritiva do PNBEPH pelas 8760 horas do ano.
2. Segundo os números disponíveis no site da EDP, quando as barragens estiverem prontas, no total produzirão anualmente em média 17,9 TWh em bruto, mas só 13,3 "líquidas de bombagem". Quer isto dizer que a diferença entre esses dois números é a energia produzida a partir da bombagem, o que dá 525 MW em média anual.
3. Como o rendimento total do processo de bombagem e posterior turbinagem é de 75%, para que as barragens produzam 525 MW de origem eólica, têm de consumir 4/3 disso, ou seja, 700 MW.
4. No total, portanto, as barragens produzirão em média 525+175= 700 MW, mas também consumirão 700 MW de origem eólica (ou solar). Portanto, o saldo energético das barragens será nulo.

Poderão dizer que não faz mal porque os investimentos serão privados e não do Estado, que é bom aproveitar os recursos hídricos nacionais e gerir as águas, etc. Tudo isto já aqui foi discutido, excepto a questão da gestão das reservas de água.
Quanto a este aspecto, noto apenas que a própria memória descritiva do PNBEPH diz que foram consultadas as autoridades do assunto relativamente a cada barragem e nenhuma manifestou interesse na água, com excepção do Alvito.

E depois das barragens feitas, quantos empregos terão elas criado?

O plano de construção das novas barragens, que como já sobejamente demonstrei vão produzir energia nenhuma, tem sido invocado como um dos grandes projectos do Governo para a criação de "dezenas de milhar de empregos".
Também já expliquei que esses empregos são de construção civil, mal pagos e em alojamento em regiões deslocadas, e que duram só parte dos 4 anos de construção típicos de uma barragem.
Porém, a questão que quero colocar é a seguinte: depois de todas as barragens construídas, quantos empregos ao certo ficarão depois, em permanência? Será possível saber com rigor?
É. Esse número foi dito numa entrevista ao Expresso de um Administrador da EDP, publicada num suplemento especial dedicado a estas barragens, em Maio de 2009. O número é... 84 empregos!
Por outro lado, sabendo-se que só a amortização destas barragens vai requerer um aumento de uns 6% do preço da electricidade, fica a questão de quantos empregos serão destruídos pelo efeito desse encarecimento na economia e na retracção do poder de compra das famílias...

Posição sobre a política energética nacional. II - Irresponsabilidade e delírios tecnológicos

Este é o 2º post, em 4 previstos, de apresentação de uma posição sobre a política energética nacional. O post anterior, o 1º, pode ser acedido aqui.

6. Os novos aproveitamentos eólicos e hidroeléctricos planeados, comportando um investimento estimável de 7900 milhões de € para a produção média de apenas 540 MW, terão de ser pagos pelos portugueses

Os 2200 MW a instalar em produção eólica nos anos próximos, conjugados com os aproveitamentos hidroeléctricos para bombagem que eles exigem, comportarão um investimento estimável de 2650 milhões de €, aos custos actuais das turbinas eólicas, valor a adicionar aos 4850 milhões de € das hidroeléctricas. A estes valores há que acrescentar ainda os investimentos a realizar pela REN em linhas de transporte de energia que permitam o trânsito da mesma entre as instalações eólicas e as barragens, num valor estimável de 500 milhões de €. No total, estes investimentos serão da ordem de 7900 milhões de €, 5% do PIB nacional.

Recentemente estes investimentos têm sido apresentados como sendo feitos por empresas privadas e não onerando, por isso, a dívida pública. E, na realidade, com a concessão de 8 dos novos aproveitamentos hidroeléctricos, o Estado obteve das empresas concessionadas 640 milhões de € à cabeça, sendo também verdade que parte do rendimento dos produtores eólicos reverte para autarquias na forma de rendas. Porém, se é verdade que os poderes públicos poderão assim beneficiar destes empreendimentos, não é menos verdade que o povo português e a sua economia os terão de pagar.

Ora sendo certo que de uma forma ou de outra os referidos valores virão a ter de ser repercutidos nos preços da electricidade, pode-se estimar o adicional aos preços actuais que esses encargos implicarão, e que sem qualquer dúvida os levarão para valores ainda mais acima dos da média europeia, antes de impostos. Na verdade, assumindo com a ERSE uma taxa de juro de 8.4% anuais, com amortizações a 20 anos, é fácil de ver que o custo destes 540 MW médios anuais de energia renovável agravarão só por si em 1.5 ç (10%) o preço médio do kWh pago pelo consumidor. E se, como até aqui, se verificar a subsidiação cruzada da indústria pelos consumidores domésticos, esse aumento será ainda bem maior para estes, elevando o preço da electricidade para valores ainda mais altos na EU-27.

Por outro lado, e embora feitos por empresas privadas, o investimento associado a estas opções é financiado por uma Banca que por sua vez se financia no mercado financeiro internacional, portanto com aumento do défice externo do país.

 7. Não contente com a aventura do excesso de energia eólica a regularizar com uma dispendiosa bombagem hidroeléctrica de improvável eficácia, o Governo prepara novas aventuras na energia das ondas, no eólico offshore, no solar fotovoltaico e na microgeração, as quais não são técnica ou economicamente viáveis.

A avaria definitiva da central das ondas da Póvoa do Varzim, após apenas 2 meses de operação dos primeiros geradores e em que terão sido dissipados 9 milhões de €, dos quais 1,2 milhões do erário público, ilustra a irresponsabilidade da política energética do Governo, que ignorou toda a experiência internacional de Investigação e Desenvolvimento acumulada desde há mais de 60 anos nesta tecnologia, por países muito mais industrializados e tecnicamente desenvolvidos, como o Japão, assim como a própria experiência portuguesa de quase uma década na ilha do Pico, onde também se aprendeu mas há muito que a instalação avariou. Na verdade, apesar de todos os esforços, ainda não há solução técnica que permita sequer a esta forma de energia funcionar, quanto mais fazê-lo de modo economicamente rentável.

Por outro lado, se a energia eólica sediada em terra firme é dispendiosa e sofre dos problemas de intermitência identificados que recomendam a sua limitação a valores já ultrapassados em Portugal, como foi demonstrado, outras formas de energia renovável pelas quais o Governo tem mostrado grande entusiasmo sofrem de similares problemas de intermitência e são ainda mais dispendiosas.

A energia eólica instalada em plataformas oceânicas, ou offshore, pode beneficiar de ventos melhores que em terra firme, mas o custo de produção do seu kWh é pelo menos 30% superior ao das eólicas em terra, e só é tecnicamente viável em plataformas marítimas de baixa profundidade e moderadas condições de ondulação e correntes, como as verificadas em certas costas do Mar do Norte mas que se verificam em muito poucas zonas da costa portuguesa. Acresce a esta exigência técnica a falta de experiência mundial na exploração prolongada de instalações desse tipo, desconhecendo-se a sua fiabilidade a longo prazo e sendo apenas certo o alto custo da sua manutenção.

A energia fotovoltaica, pelo seu lado, não funciona à noite e o seu rendimento é também muito dependente das condições meteorológicas, custando presentemente a unidade de energia eléctrica obtida por essa via quase 3,5 vezes o que custa a da eólica, já depois de uma descida de preços internacional ocorrida em 2006, resultante de certos progressos nas técnicas de fabrico. No entanto, o preço do componente principal dos equipamentos de produção fotovoltaica não poderá descer de forma significativa sem uma radical alteração tecnológica. Essa alteração é possível que ocorra e venha a ser industrializável a prazo de uma década, com o aperfeiçoamento de painéis ditos de películas finas.
Porém, apesar de poderem vir a ter custos mais competitivos, as tecnologias em competição para os futuros painéis fotovoltaicos são muito variadas, podendo vir a exigir áreas de exposição solar muito superiores às dos painéis de silício hoje em dia promovidos para uso em telhados, ou formatos e produções combinadas de electricidade e de calor incompatíveis com as utilizações actuais. A conclusão retirável destes factos é que nenhuma entidade internacional credível espera o uso generalizado de instalações de energia solar antes de 10 a 20 anos, e que é muito incerta qual a tecnologia concreta com que tal virá a ocorrer.

Resulta do exposto que o propagandeado advento da microgeração e de um suposto novo paradigma de consumidor-produtor é uma pura ficção sem qualquer base técnica ou económica sustentável para a próxima década, já que sem produção de energia de origem solar não existe previsão de alguma forma de geração de energia eléctrica que seja sustentável e muito menos competitiva à escala das redes de Baixa Tensão – com a excepção, em casos muito pontuais, dos velhos grupos electrogéneos a gasóleo.

8. Procurando arvorar uma imagem de vanguardismo tecnológico, o Governo tem promovido a ideia de que os automóveis eléctricos estarão comercialmente disponíveis a curto prazo, suscitando infundadas expectativas na população

Um dos mitos energéticos que o Governo e outros responsáveis têm explorado é o da existência de uma relação entre independência das importações de petróleo e a aposta nas energias renováveis. Ora a geração de electricidade há muito que em Portugal e na Europa praticamente não usa petróleo nem nenhum dos seus derivados. Para que a electricidade gerada a partir de energias renováveis, ou outras, possa substituir importações de petróleo, será necessário que o sector que é o principal consumidor deste, os transportes, seja eléctrico em vez de baseado em motores de combustão.

Esta substituição de transportes consumindo derivados de petróleo por veículos eléctricos tem um suporte tecnológico testado e eficiente em ferrovias e em autocarros de tracção eléctrica (“trolley buses”). Em qualquer dos casos trata-se de veículos que não retiram a sua energia de baterias, as quais há mais de um século constituem o impedimento tecnológico à vulgarização de automóveis eléctricos.

Ora este impedimento persiste, apesar da grande evolução que as comunicações móveis e os computadores portáteis promoveram na tecnologia de baterias, levando ao advento das de iões de lítio. Com efeito, embora as baterias para automóveis baseadas em iões de lítio, com pesos de algumas centenas de kg, já permitam assegurar autonomias de 100 a 200 km, permanecem muito caras e sobretudo sofrem do mesmo problema conhecido nos computadores portáteis e telemóveis: têm um curto tempo de vida, de cerca de 2 anos. Este problema continua tecnologicamente por resolver o que, com as limitações de preço e autonomia, torna o automóvel eléctrico inviável no presente, desejando-se sinceramente que o apoio do Estado português à fábrica de baterias de Aveiro inaugurada em 2009 tenha melhor sorte que o da de células de combustível inaugurada em 2007, e que nunca funcionou.

Dados os grandes investimentos em curso internacionalmente na procura de novas tecnologias de baterias, é possível que a prazo de 5 a 10 anos se encontre uma solução técnica e economicamente satisfatória, mas nenhum organismo internacional responsável, como o Painel inter-governamental para as Alterações Climáticas (IPCC) da ONU, espera que os automóveis eléctricos tenham uma importância significativa no sector energético antes de 20 anos. Pelo que os muitos pontos de abastecimento de carros eléctricos e os descontos fiscais na compra dos mesmos que o Governo tem promovido não passam de pura mistificação, a aplicar a veículos que, na realidade, não existem. E, não existindo, persiste também a inexistência de qualquer relação entre electricidade e petróleo que não sejam os transportes colectivos electrificados que não têm, porém, merecido qualquer atenção séria. E por isso também não existe, nem existirá na próxima década, suporte para a fantasiosa ideia de usar as baterias dos automóveis eléctricos como meio de regularização da intermitência das energias renováveis, que continuará por isso sem solução técnica através de processos de armazenagem.

Sendo pois infundado e mistificador o entusiasmo induzido na população pelo possível desenvolvimento nacional próximo de automóveis eléctricos, tem em contrapartida sido descurada a previsão internacional de que a tecnologia para que efectivamente se prevê um possível desenvolvimento rápido é a dos automóveis híbridos, a que se espera que se sigam os híbridos carregáveis electricamente (“plug-in”). Porém, esta tecnologia ainda não é comercializada por marcas europeias, requerendo a adição articulada da motorização eléctrica a veículos com motores de combustão, pelo que uma indústria nacional neste domínio não é realisticamente acessível a Portugal.
Poderia, porém, ser viável uma incorporação nacional em indústrias internacionais de automóveis se fosse devidamente articulada, por exemplo, com o cluster da Auto-Europa, espaço técnico-económico que, devido à falta de atenção dos responsáveis portugueses, tem estado a ser ocupado por países como a República Checa.

9. Outra aposta mistificadora que tem sido promovida é a das redes eléctricas inteligentes (“smart grids”), com novos custos para o país, perigo de aplicações limitativas da liberdade, e descuido de responsabilidades técnicas urgentes.

Associado ao fantasioso paradigma de um futuro próximo de “consumidores-produtores” de energia, detentores de microgeração caseira e automóveis eléctricos com energia nas baterias que poderá ser revendida à rede eléctrica, e que como se mostrou é pura ficção (“wishful thinking”), têm o Governo e outros responsáveis promovido o desenvolvimento do que é conhecido como redes eléctricas inteligentes, ou “smart grids”. Esse desenvolvimento foi anunciado pelo Governo como indo ter a sua primeira experimentação em escala apreciável em 2010, em Évora, e terá custado já 12 milhões de €.

O anunciado propósito do projecto é a gestão inteligente de uma rede eléctrica repleta de microgeração nos consumidores mas, na prática, as suas componentes principais são novos contadores electrónicos de tarifa comutável personalizada e capazes de gerir (ligar e desligar) electrodomésticos, telecomunicantes com grandes centros de gestão da rede eléctrica. Adicionalmente e em caso de “apagões”, os referidos consumidores-produtores poderiam organizar-se em micro-redes autónomas, conforme foi referido em certos media quando dos estragos causados pelo temporal que recentemente assolou a região Oeste do país.
No cenário idílico com que esta tecnologia tem sido anunciada, ela permitiria ao consumidor facturar a suposta energia que tivesse para vender e “escolher” instantaneamente a tarifa da que pretendesse adquirir, mas o que tem sido escondido é porque interessaria a esse consumidor fazer tal escolha.
Ora o cenário completo que os grandes entusiastas desta tecnologia prevêem é, de facto, o dos preços da electricidade fornecida pela rede variarem com a maior ou menor disponibilidade da geração de energia renovável, ou seja, a dos preços da energia acompanharem a intermitência da produção renovável de forma a induzir a deslocação dos consumos das horas preferidas pelos consumidores para aquelas em que haja mais geração. O que, sendo uma forma imaginativa de resolver o problema da intermitência das fontes renováveis de energia, implicará evidentemente enormes restrições à liberdade da vida pessoal a que a sociedade industrial habituou os cidadãos, com a mudança aleatória em cada dia das horas, por exemplo, de lavagem de roupa e loiça, senão mesmo do uso de climatização e iluminação – excepto àqueles que puderem pagar mais, e é essa a “escolha de tarifa” que efectivamente será facultada.

Acresce a esta perda de liberdade a vigilância permanente a que os consumos dos cidadãos serão sujeitos, a partir de centros de gestão de rede que poderão vir a ter outros usos menos inocentes.
Obviamente, os exorbitantes custos de tal sistema serão suportados pelos próprios consumidores.

Entretanto e enquanto promove este tipo de projectos, o Governo ainda não publicou a regulamentação técnica que, em toda a União Europeia e com excepção da Espanha, tem vindo desde o início da década passada a ser estabelecida para as condições de ligação às redes da Produção em Regime Especial, desde as normas inibidoras da emissão de poluições electromagnéticas, até à exigência de meios de moderação da intermitência da produção renovável em situações de emergência da rede eléctrica.
Esta situação tem conduzido a estabilidade da rede eléctrica nacional no seu conjunto a um risco iminente de apagões em grande escala, dada a incapacidade das fontes de energia renovável contribuírem para essa estabilidade, à falta da referida regulamentação e da sua implementação.

Posição sobre a política energética nacional: I - Sobrecustos e inviabilidade técnica

Com este post, inicio a publicação de um documento de posição sobre a política energética nacional, em 15 pontos. A publicação desdobrar-se-á em 4 posts, a publicar diariamente a partir de hoje, e cuja versão impressa poderá ser acedida num hyperlink que colocarei no final.

1. Portugal ainda tinha em 2009 preços médios da electricidade, na Europa, mas com subsidiação cruzada das empresas pelas famílias.

Na Europa dos 27 e antes de IVA, segundo as estatísticas da Eurostat, em 2009 a electricidade para consumo doméstico em Portugal teve um custo médio idêntico à média da EU-27, mas 6% superior ao espanhol. No entanto, para os consumidores mais pobres, esse custo foi 50% superior à média europeia e dos maiores!

Para o consumo industrial o preço médio foi 13% inferior ao da média da EU-27  e 22% inferior ao de Espanha, sendo óbvia a subsidiação cruzada (das famílias à indústria) existente em Portugal, como em alguns outros países da Europa Ocidental, mas não em Espanha.

Porém, em 2009 verificou-se o diferimento do pagamento de 447 milhões de € de sobrecusto das energias renováveis que teria, só por si, acrescido em 6% o preço médio do kWh, diferimento que se adicionou a um défice já acumulado de anos anteriores, totalizando 709 milhões de €.

2. Nos últimos anos, Portugal tem praticado uma política de subsidiação à energia eléctrica de origens eólica e solar em que a quantidade de energia produzida por essas formas tem sido mistificada.

No actual estado de desenvolvimento tecnológico, a energia eléctrica de origens eólica e solar não é economicamente viável sem uma forte subsidiação, tendo vindo a ser sistematicamente confundidas para a opinião pública a potência instalada, indicativa dos volumes de investimento realizados, e a energia produzida por essas fontes, cuja inerente intermitência é escamoteada. Assim, embora se tenha atingido uma potência eólica instalada total de 3500 MW no final de 2009, com quase 1900 geradores localizados em perto de 200 parques eólicos, a potência média anual que esses geradores produzem é de apenas 1/4 dessa potência instalada.

Menor ainda é a relação entre a potência média anual efectivamente gerada e a instalada na energia solar fotovoltaica, em que apesar de terem sido montados 84 MW até ao final de 2009, a potência média deles extraível não ultrapassa 1/5 desse valor, e 1/6 no caso dos painéis fixos em edifícios.

No total, e apesar de um investimento estimável em 4100 milhões de € nos último anos, a que se poderão adicionar cerca de 700 milhões de € (20%) de investimentos adicionais requeridos às redes, particularmente à de Transporte da REN, as gerações de energia eólica e solar já instaladas não atingem sequer a produção anual típica de uma única central a carvão como a de Sines, e não satisfazem em média anual mais que 15% do actual consumo nacional de electricidade.

Entretanto e ao longo da década, a produção nacional de energia eléctrica não conseguiu acompanhar um aumento de consumo de cerca de 50% (agora reduzido em perto de 6% pela grave crise económica), passando-se de uma situação de auto-suficiência energética para um saldo importador crónico de cerca de 10% da electricidade consumida.


3. Os sobrecustos da energia resultantes da subsidiação das produções de origem eólica e solar já instaladas têm sido remetidos para um défice tarifário cuja satisfação implicará, nos próximos anos, um substancial agravamento do preço da energia eléctrica.

O preço médio previsto para 2010 de referência para a energia eléctrica no mercado ibérico é de 5 ç/kWh, uma redução de 2 ç/kWh relativamente ao valor assumido para 2009. Porém, o preço médio da energia de origem eólica é presentemente de 9,1 ç/kWh e, com excepção da hidroeléctrica, da cogeração e da provinente das ETAR já instaladas, as outras são ainda mais caras, atingindo 34,5 ç/kWh na solar fotovoltaica e 58,7 ç/kWh na microgeração.
Até recentemente estes sobrecustos foram diferidos, como mencionado em 1., mas o Governo aprovou em 2008 a proposta da ERSE para o seu pagamento até 2024, no valor já referido de 709 milhões de €. Porém, este valor apenas diz respeito ao défice registado até ao final de 2009 e que fora diferido, não incluindo, pois, o sobrecusto dessas energias já instaladas nos anos futuros e que, só em 2010, a ERSE prevê ascenderem a 611 milhões de €.

Ao valor deste sobrecusto directo das renováveis, de que as eólicas constituem cerca de metade e a cogeração 1/5, há que adicionar o sobrecusto associado na rede de Transporte da REN, somando tudo um valor que se pode estimar em mais de 11% do preço médio – a qual aumentou apenas 3% relativamente a 2009, graças à forte queda de preços da energia eléctrica no mercado ibérico e dos combustíveis de referência nos mercados internacionais como o carvão e o gás natural, que, se tivesse sido acompanhada pelas tarifas, teria redundado numa descida significativa de preços. Esta incorporação do sobrecusto das renováveis no preço da electricidade será sentida pelos consumidores quando os custos internacionais dos outros factores regressarem aos valores anteriores à crise.


4. Recentemente foi retomado o aproveitamento dos recursos hidroeléctricos nacionais, com uma mistificação ainda maior quanto à quantidade de energia de origem hídrica por eles produzível.

Estando já em construção ou concessionados para tal 10 novos aproveitamentos hidroeléctricos, e a serem reforçadas as potências de mais 6, num aumento da potência instalada total de cerca de 4650 MW, o investimento associado atinge o valor anunciado de 4850 milhões de €, mas a potência eléctrica de origem hídrica que efectivamente tal investimento produzirá em média será apenas de perto de 175 MW, 1/27 da potência a instalar e só 3% do actual consumo nacional de electricidade.

Na verdade, sendo o nosso país relativamente dotado, em termos médios europeus, de potencial hidroeléctrico, a sua exploração no século passado constituiu por algumas décadas a fonte principal da electricidade consumida no país, mas nessa época o país era pobre e mal electrificado, sendo o consumo de electricidade por habitante em 1980 30% do actual, e em 1970 apenas 1/6.

Devido ao crescimento do consumo propiciado pela democracia, a energia hidroeléctrica já só satisfaz, em média anual, 23% do consumo nacional, apesar deste ainda só atingir 3/4 da média europeia por habitante, não sendo passível de aumentos drásticos. Por isso, apesar de os novos aproveitamentos incrementarem em 1/7.5 a energia nacional de origem hídrica, relativamente ao consumo actual do país isso é apenas 1/7.5 de 23%, 3%. Este valor cobriria o aumento de consumo nacional de apenas um ano com o ritmo de crescimento que ele tinha antes da actual crise económica, não justificando os 4850 milhões de € de investimento envolvidos que, de uma forma ou de outra, terão de ser pagos pelos portugueses.


5. A intermitência da energia eólica cria problemas técnicos a Portugal insolúveis num quadro de exploração racional e que estão a ser desastrosamente tratados

Embora os 3500 MW instalados de produção eólica só produzam realmente, em média anual, 1/4 desse valor, 900 MW, essa produção varia a cada momento em função das condições meteorológicas e de localização, sendo estatisticamente máxima de madrugada e de Inverno, particularmente em Invernos húmidos, e muito fraca em extensas épocas do ano. Por outro lado, a exploração desta forma de energia assim como a de todas as outras renováveis, com exclusão das grandes hidroeléctricas, obedece a um quadro legislativo e a meios técnicos que impedem a sua modulação em função das necessidades do consumo (produção em regime especial, ou PRE, não controlável).

Considerando a totalidade de fontes de energia renovável exploradas em regime especial e existentes presentemente no país, e que incluem importantes componentes energéticas de cogeração e de mini-hídricas, essa produção tanto se pode reduzir a menos de 700 MW (com predomínio da cogeração, biomassa, etc), em muitas alturas do ano, como exceder os 3500 MW em certos períodos (com predomínio eólico). Esta variabilidade é incontrolável, no quadro existente, e requer a existência em reserva permanente de centrais termoeléctricas de controlo rápido, só para fazer face às bruscas, grandes e imprevisíveis quedas de produção da geração eólica!

Por outro lado, o consumo nacional de energia eléctrica tem presentemente o valor médio de 5700 MW, mas oscila entre o mínimo de 3300 MW nas madrugadas de dias de descanso e mais de 8500 MW nas horas de ponta. Infelizmente e como é patente, a produção de energia eólica tende a ser maior nas horas de menor procura, ou seja, de madrugada, assim como em Invernos húmidos com temperaturas amenas e consumos reduzidos de aquecimento. Estas circunstâncias conduziram já, em Dezembro de 2009, à existência de muitas dezenas de horas em que a produção de energia renovável excedeu largamente o consumo nacional e teve de ser entregue a Espanha gratuitamente, por o país vizinho não necessitar dela, embora essa energia tenha sido paga aos respectivos produtores aos preços subsidiados já referidos, com a correspondente perda nacional de vários milhões de €.

Ora este problema técnico de excesso de energia renovável relativamente às necessidades de consumo em certos períodos do ano agravar-se-á severamente no futuro próximo, caso o programa energético do Governo não seja alterado.
Com efeito, está já concessionada a instalação de mais 800 MW de produção eólica (mais 23% que a existente), e o Plano do Governo prevê ainda a concessão de mais 1400 MW, totalizando 5/3 do existente. Neste cenário, embora a totalidade dessas instalações pretenda adicionar à produção nacional uma potência média anual de 540 MW (9.5% do consumo médio actual do país), a incompatibilidade técnica entre a sua disponibilidade e o consumo tornar-se-á impossível de gerir sem medidas que terão sempre um custo extraordinário para o país.

A cumprir-se o plano governamental para a produção eólica, Portugal teria 25% do seu consumo de electricidade satisfeito por essa forma de energia, ultrapassando a Dinamarca, actual campeã mundial com 20%. Porém, a Dinamarca é um pequeno país com ligações eléctricas por cabos submarinos à Suécia e que tem por vizinha a grande Alemanha, que por sua vez tem fortes ligações eléctricas a vários outros países europeus. Por estes motivos, quando a Dinamarca tem excesso de produção eólica não tem grande dificuldade em exportar a sua energia eléctrica.
Portugal, pelo contrário, tem um único vizinho com quem constitui verdadeiramente uma península eléctrica, dada a carência de linhas de transporte de energia na fronteira dos Pirenéus. Nestas condições, Portugal tem de se subordinar às condições de aceitabilidade do seu único país fronteiriço, que ainda por cima tem também uma grande produção de energia eólica fortemente correlacionada meteorologicamente com a nossa.

A solução efectivamente prevista pelos responsáveis portugueses para a gestão técnica deste problema são os aproveitamentos hidroeléctricos referidos em 4., na maioria dos quais se está a instalar capacidade de bombagem, isto é, de uso das suas albufeiras para o armazenamento de água içada de jusante, consumindo energia eléctrica de origem eólica, para a turbinar depois devolvendo a energia em horas convenientes. Na verdade, considerando quer os dados técnicos previstos para esses aproveitamentos, quer as próprias declarações orais e escritas de responsáveis, essa função complementar da produção eólica é, de facto, o objectivo principal dos referidos investimentos.
Ora esta planeada utilização em grande escala de armazenamento hídrico de energia de origem eólica nunca foi testada em país algum, podendo-se prever duas hipóteses de funcionamento:

a) Na melhor hipótese, o plano funciona, mas o processo de bombagem para posterior turbinagem da água tem um rendimento energético da ordem de 75 a 80%, que se pode fixar em 75% considerando as perdas nas redes entre as eólicas e as hidroeléctricas (2-3%). Umas contas simples mostram que para a quantidade de energia de origem eólica para que se prevê armazenamento, os aproveitamentos consumirão em média anual 700 MW de produção eólica, para devolverem apenas cerca de 525 MW. Ou seja, as perdas energéticas nestas barragens igualarão os 175 MW de origem hídrica que elas poderão produzir, sendo que o saldo energético real gerado pelos 4850 milhões de € investidos será na verdade nulo, ou até negativo se a energia consumida em bombagem ultrapassar os 700 MW;

b) Na hipótese mais provável e tal como as ocorrência de Dezembro passado ilustram, as situações prolongadas de vento forte invernal coincidirão com chuva abundante que competirá com a bombagem pela capacidade das albufeiras, e estas não terão, frequentemente, capacidade disponível para o armazenamento da energia de origem eólica. Nestas condições, e tal como já aconteceu em Dezembro passado na barragem do Alqueva, os aproveitamentos hidroeléctricos poderão usar a sua capacidade de bombagem para dar consumo à excedentária produção eólica, mas terão que abrir simultaneamente as comportas para vazar a água em excesso, sem a turbinar. Ou seja, os planeados aproveitamentos hidroeléctricos funcionarão como dissipadores de energia de origem eólica! O absurdo deste provável cenário não carece de mais comentários.