Amanhã, quarta-feira 7, haverá um seminário no Tagusparque:
"Revoluções & Oportunidades -- Uma missão para a Universidade e algumas reflexões"
pelo Professor José Epifânio da Franca
Local: Sala 1.36 ("Sala de Formação")
Hora: 16h00 -- café e natas, 16h30 -- talk
Resumo:
A indústria de semicondutores, que tem pouco mais de 50 anos de existência, foi e continuará ser palco de revoluções tão silenciosas como profundos são os seus efeitos nas nossas vidas e no mundo.
Revoluções que rasgam enormes avenidas de oportunidades para que o conhecimento e o empreendedorismo construam novas aventuras e cimentem o desenvolvimento, a modernização e o progresso.
A “Mead & Conway Revolution” iniciou-se com a publicação do livro “Introduction to VLSI System Design” (Dezembro de 1979) que veio desmistificar e rapidamente massificar o que era conhecimento e tecnologia até então de exclusiva propriedade de algumas (ainda poucas) empresas de semicondutores.
Nos primórdios da indústria de semicondutores, quando os “chips” continham algumas centenas de transístores, o seu projecto era realizado quase exclusivamente em empresas e sempre próximo da sua fabricação. O conhecimento das técnicas e metodologias de projecto permanecia estanque nessas empresas, não sendo possível às Universidades proporcionar a formação de base necessária à preparação de profissionais qualificados.
A revolução de Mead & Conway consistiu em separar o projecto da fabricação de circuitos integrados, criando assim as condições fundamentais para que o acesso ao conhecimento dessa tecnologia passasse a ser universal, acessível a qualquer um e em qualquer lugar.
Esta revolução desencadeou uma outra revolução sem paralelo na história de qualquer outra indústria mundial. A revolução da desintegração da cadeia de valor que cria oportunidades, a qualquer um e em qualquer lugar, de participar na que porventura continuará a ser a indústria mais estratégica e global deste século.
Fundada em 1997 a partir de um grupo de investigação do IST, a Chipidea participou nesta revolução. Aproveitou a oportunidade para se tornar pioneira no desenvolvimento da indústria da propriedade intelectual dos circuitos e sistemas integrados analógicos (“Analog Semiconductor Intellectual Property”), tornou-se líder mundial em 2004 e é hoje parte da maior empresa mundial de EDA (Synopsys).
Mas mais que um negócio, foi uma missão que esteve na origem da criação da Chipidea. A missão de criar em Portugal uma actividade profissional que pudesse absorver o conhecimento que era criado na Universidade e que de outra forma seria irremediavelmente perdido, para sempre ou para o estrangeiro. A missão foi cumprida e o seu impacto é irreversível: existem já hoje em Portugal 5 empresas na árvore genealógica que a Chipidea plantou em 1997 e que continuará a crescer nos anos vindouros.
Pelo caminho, ficam algumas reflexões sobre o que continua a tolhar o nosso desenvolvimento, modernização e criação de riqueza.
terça-feira, outubro 06, 2009
segunda-feira, outubro 05, 2009
A prova final
Como é sabido, as classificações dos alunos do secundário nos exames de Matemática têm melhorado espectacularmente, nos últimos anos.
O Governo e em particular a Ministra da Educação têm justificado esta melhoria como uma prova do "Portugal positivo" que o Governo estaria a construir, e concretamente como um produto da reforma da educação que o Governo realizou, através do novo estatuto do aluno e da avaliação dos professores.
Pelo contrário, a Associação Portugesa de Matemática, de Nuno Crato, e outros especialistas providos de "pessimismo" e "espírito do bota-abaixo", dizem que esses melhores resultados são fruto de mero facilitismo nos exames e constituem um engano.
Quem terá razão?
Ora o Instituto Superior Técnico, com o apoio da Sociedade Portugesa de Matemática, realizou este ano uma prova de matemática a todos os alunos que lhe chegaram do secundário, para averiguar da sua preparação.
A última vez que uma tal prova fora realizada, fora há 7 anos.
Nessa prova realizada há 7 anos, tiveram positiva 80% dos alunos, e 2/3 tiveram mais de 15 valores.
Já na prova deste ano, tiveram positiva 45% dos alunos, e só 10% conseguiram mais de 13,3 valores.
Terá isto alguma coisa a ver com o facto de a Esolováquia (bastante mais pobre que a sua vizinha Checa) nos estar a ultrapassar em PIB por habitante?
O Governo e em particular a Ministra da Educação têm justificado esta melhoria como uma prova do "Portugal positivo" que o Governo estaria a construir, e concretamente como um produto da reforma da educação que o Governo realizou, através do novo estatuto do aluno e da avaliação dos professores.
Pelo contrário, a Associação Portugesa de Matemática, de Nuno Crato, e outros especialistas providos de "pessimismo" e "espírito do bota-abaixo", dizem que esses melhores resultados são fruto de mero facilitismo nos exames e constituem um engano.
Quem terá razão?
Ora o Instituto Superior Técnico, com o apoio da Sociedade Portugesa de Matemática, realizou este ano uma prova de matemática a todos os alunos que lhe chegaram do secundário, para averiguar da sua preparação.
A última vez que uma tal prova fora realizada, fora há 7 anos.
Nessa prova realizada há 7 anos, tiveram positiva 80% dos alunos, e 2/3 tiveram mais de 15 valores.
Já na prova deste ano, tiveram positiva 45% dos alunos, e só 10% conseguiram mais de 13,3 valores.
Terá isto alguma coisa a ver com o facto de a Esolováquia (bastante mais pobre que a sua vizinha Checa) nos estar a ultrapassar em PIB por habitante?
domingo, outubro 04, 2009
O nosso contributo incendiário para o efeito de estufa - com nota extra
Este Verão terão ardido em Portugal 77 mil hectares de floresta.
Terá sido mais que nos 3 anos anteriores, mas muito menos que no ano record de 2003, em que ardeu quase 6 vezes mais.
Mesmo assim, os incêndios deste Verão terão emitido 1,3 milhões de toneladas de CO2 para a atmosfera, o que constituirá 1,6% do total de emissões portuguesas que, como habitualmente, não considera estas e outras emissões resultantes do uso do solo. Isto, considerando modelos desenvolvidos no Instituto de Agronomia de Lisboa em 2006.
Mas, só a Central a carvão de Sines, já bastante velha, emite em menos de 2 meses de funcionamento tanto CO2 como o total destes incêndios, o que tem sido justificado para a ir usando cada vez menos, em benefício das eólicas e das hidroléctricas de armazenagem que as servem e, sobretudo, das de ciclo combinado a gás natural.
---
Incentivado por uma pergunta de um comentário, fiz uma busca que me permitiu descobrir que, além do cálculo feito no Instituto de Agronomia para 2003 e que citei na resposta a esse comentário, existe um amplo e sério trabalho feito continuadamente sobre o assunto na Universidade de Aveiro, sob a direcção dos Profs. Ana Miranda e Carlos Borrego.
Um trabalho deste grupo já com uns anos, estimava em 10% a contribuição dos fogos estivais para os GEE em Portugal: além do CO2, todos os outros gases estão presentes nesses fogos, do metano aos nitritos, alguns dos quais agentes muito piores do Efeito de Estufa!
Trabalhos mais recentes desse grupo de Aveiro e outros mostram duas coisas: a) que os fogos libertam também outros elementos nocivos e cuja concentração atmosférica nas grandes cidades portuguesas tem uma clara correlação com a ocorrência desses incêndios, como o Ozono e o mercúrio; b) que, tal como noutros países industrializados, se verifica uma tendência imparável para o aumento anual dos fogos. Na Coreia isso é correlacionado com as próprias práticas de reflorestação pós-incêndios.
Estes factos, pouco conhecidos, já os tinha aflorado aqui.
Terá sido mais que nos 3 anos anteriores, mas muito menos que no ano record de 2003, em que ardeu quase 6 vezes mais.
Mesmo assim, os incêndios deste Verão terão emitido 1,3 milhões de toneladas de CO2 para a atmosfera, o que constituirá 1,6% do total de emissões portuguesas que, como habitualmente, não considera estas e outras emissões resultantes do uso do solo. Isto, considerando modelos desenvolvidos no Instituto de Agronomia de Lisboa em 2006.
Mas, só a Central a carvão de Sines, já bastante velha, emite em menos de 2 meses de funcionamento tanto CO2 como o total destes incêndios, o que tem sido justificado para a ir usando cada vez menos, em benefício das eólicas e das hidroléctricas de armazenagem que as servem e, sobretudo, das de ciclo combinado a gás natural.
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Incentivado por uma pergunta de um comentário, fiz uma busca que me permitiu descobrir que, além do cálculo feito no Instituto de Agronomia para 2003 e que citei na resposta a esse comentário, existe um amplo e sério trabalho feito continuadamente sobre o assunto na Universidade de Aveiro, sob a direcção dos Profs. Ana Miranda e Carlos Borrego.
Um trabalho deste grupo já com uns anos, estimava em 10% a contribuição dos fogos estivais para os GEE em Portugal: além do CO2, todos os outros gases estão presentes nesses fogos, do metano aos nitritos, alguns dos quais agentes muito piores do Efeito de Estufa!
Trabalhos mais recentes desse grupo de Aveiro e outros mostram duas coisas: a) que os fogos libertam também outros elementos nocivos e cuja concentração atmosférica nas grandes cidades portuguesas tem uma clara correlação com a ocorrência desses incêndios, como o Ozono e o mercúrio; b) que, tal como noutros países industrializados, se verifica uma tendência imparável para o aumento anual dos fogos. Na Coreia isso é correlacionado com as próprias práticas de reflorestação pós-incêndios.
Estes factos, pouco conhecidos, já os tinha aflorado aqui.
sexta-feira, outubro 02, 2009
A competição pelo carvão limpo
O actual Secretário de Estado da Energia dos EUA, o prémio Nobel Steven Chu, avisou esta semana ao CO2 emitido pelas centrais a carvão: "We will bury you"!
Isto foi escrito num artigo na Science onde era explicada a decisão pelo Governo Obama de dedicar 3-4 biliões de dólares à I&D para a captura e enterramento do CO2 emitido por aquelas centrais.
Parece, pois, que a decisão política a que o EPRI apela e que aqui referi, foi tomada.
Naturalmente, isto de obter uma tecnologia que torne as centrais a carvão "limpas", tanto como as renováveis ou o nuclear, não é só uma questão de salvar o mundo: é também uma oportunidade estratégica de negócio!
Quem dominar essas tecnologias, dominará grandes e lucrativos mercados mundiais.
E é certamente por isso que a China iniciou a construção não de uma, mas de duas grandes instalações prototípicas, com duas tecnologias diferentes (a ensaiar), para a captura e enterramento do CO2 produzido pelo carvão.
Quem dos dois países, EUA e China, ganhará a corrida, é difícil prever. Ambos esse países são ricos em carvão e usam-no abundamentemente para a produção de electricidade, de que o carvão é lá a principal fonte primária, e é bom que ambos apostem no mesmo.
Quanto a nós, só temos que esperar para ver a quem vamos depois importar, chaves na mão, essa tecnologia de que não haveremos de perceber nada, entretidos que teremos andado a acompanhar vagamente projectos europeus de investigação fundamental, a fazer barragens para armazenar o excesso de energia gerada pelas turbinas eólicas que importámos e a investigar "redes espertinhas" que, da forma como as imaginamos hoje, nunca existirão.
Na figura: operários chineses numa mina de carvão, 2008
Isto foi escrito num artigo na Science onde era explicada a decisão pelo Governo Obama de dedicar 3-4 biliões de dólares à I&D para a captura e enterramento do CO2 emitido por aquelas centrais.
Parece, pois, que a decisão política a que o EPRI apela e que aqui referi, foi tomada.
Naturalmente, isto de obter uma tecnologia que torne as centrais a carvão "limpas", tanto como as renováveis ou o nuclear, não é só uma questão de salvar o mundo: é também uma oportunidade estratégica de negócio!
Quem dominar essas tecnologias, dominará grandes e lucrativos mercados mundiais.
E é certamente por isso que a China iniciou a construção não de uma, mas de duas grandes instalações prototípicas, com duas tecnologias diferentes (a ensaiar), para a captura e enterramento do CO2 produzido pelo carvão.
Quem dos dois países, EUA e China, ganhará a corrida, é difícil prever. Ambos esse países são ricos em carvão e usam-no abundamentemente para a produção de electricidade, de que o carvão é lá a principal fonte primária, e é bom que ambos apostem no mesmo.
Quanto a nós, só temos que esperar para ver a quem vamos depois importar, chaves na mão, essa tecnologia de que não haveremos de perceber nada, entretidos que teremos andado a acompanhar vagamente projectos europeus de investigação fundamental, a fazer barragens para armazenar o excesso de energia gerada pelas turbinas eólicas que importámos e a investigar "redes espertinhas" que, da forma como as imaginamos hoje, nunca existirão.
Na figura: operários chineses numa mina de carvão, 2008
quinta-feira, outubro 01, 2009
Preço da energia daqui a 20 e a 40 anos
O EPRI ("Electrical Power Research Institute") é a entidade que supervisiona a maioria da Investigação & Desenvolvimento (I&D) em matéria de energia eléctrica na América. É suportado pelo conjunto das Empresas de Electricidade americanas e também conta com o apoio de empresas de 40 outros países, como a EDF francesa, de Universidades e consultores independentes.
Com largos recursos, o EPRI faz ele próprio I&D, mas também financia muita feita por terceiros, sob contrato. No entanto, a sua ligação às empresas e à economia real dá-lhe um pragmatismo económico e um bom senso social muitas vezes ausentes nos académicos.
Nos últimos anos, o EPRI tem procurado avaliar e prever as tecnologias que permitam reduzir as emissões de CO2, juntando-lhe as dimensões sócio-económicas, e realizou dois estudos de que publicou recentemente um relatório actualizado.
Infelizmente o relatório completo só é acessível às empresas sócias do EPRI, mas um resumo do mesmo pode ser consultado aqui.
Nesse relatório são projectados dois cenários de futuro para os EUA quanto às tecnologias energéticas desenvolvidas para a redução das emissões de CO2. Considera-se que se pretende uma redução das emissões de CO2 para 60% do seu valor recente dentro de 20 anos (2030), e para 20% vinte anos depois (2050).
No primeiro cenário, em que se decide a exclusão do carvão limpo e do nuclear, verifica-se, a partir do presente (2010), um abandono progressivo do carvão e do nuclear (não instalação de novas centrais e desmantelamento das antigas à medida que atinjam o fim da sua vida útil), e um grande crescimento das energias renováveis, com a solar a fazer o seu aparecimento em força dentro de 20 anos. Porém, as medidas mais significativas serão a redução do consumo, em parte devido ao aumento da eficiência energética, e a curto prazo um grande aumento do consumo de gás natural, em substituição do carvão.
Com largos recursos, o EPRI faz ele próprio I&D, mas também financia muita feita por terceiros, sob contrato. No entanto, a sua ligação às empresas e à economia real dá-lhe um pragmatismo económico e um bom senso social muitas vezes ausentes nos académicos.
Nos últimos anos, o EPRI tem procurado avaliar e prever as tecnologias que permitam reduzir as emissões de CO2, juntando-lhe as dimensões sócio-económicas, e realizou dois estudos de que publicou recentemente um relatório actualizado.
Infelizmente o relatório completo só é acessível às empresas sócias do EPRI, mas um resumo do mesmo pode ser consultado aqui.
Nesse relatório são projectados dois cenários de futuro para os EUA quanto às tecnologias energéticas desenvolvidas para a redução das emissões de CO2. Considera-se que se pretende uma redução das emissões de CO2 para 60% do seu valor recente dentro de 20 anos (2030), e para 20% vinte anos depois (2050).
No primeiro cenário, ou de opções limitadas, são excluídos o carvão com captura de carbono (CCC) e o desenvolvimento do nuclear, em consonância com os desejos dos ecotópicos.
No segundo cenário, ou de carteira completa de opções tecnológicas, todas as tecnologias são incluídas.
Em ambos os casos são previstas as melhores soluções, dentro das limitações assumidas.
A previsão da utilização das várias fontes energéticas ao longo das próximas décadas é ilustrado na figura seguinte, respectivamente para a opção de carteira limitada (sem nuclear nem carvão "limpo") e de carteira completa.
No primeiro cenário, em que se decide a exclusão do carvão limpo e do nuclear, verifica-se, a partir do presente (2010), um abandono progressivo do carvão e do nuclear (não instalação de novas centrais e desmantelamento das antigas à medida que atinjam o fim da sua vida útil), e um grande crescimento das energias renováveis, com a solar a fazer o seu aparecimento em força dentro de 20 anos. Porém, as medidas mais significativas serão a redução do consumo, em parte devido ao aumento da eficiência energética, e a curto prazo um grande aumento do consumo de gás natural, em substituição do carvão.É evidente que isto é o que está a acontecer na Europa, e em particular em Portugal, onde novas centrais de ciclo combinado estão a ser instaladas a um ritmo frenético, ao mesmo tempo que se reduz o uso do carvão. Estas centrais, note-se, funcionam a gás natural, e dizem-se de ciclo combinado por terem dois ciclos termodinâmicos combinados que lhes dão uma grande eficiência: uma turbina a gás (basicamente semelhante às dos motores a jacto dos aviões, mas muito maiores), e depois um ciclo de vapor em que a caldeira é aquecida pelos escapes dessa turbina, que ainda saem dela suficientemente quentes para isso. O gás natural tem o seu preço indexado ao do petróleo e as suas reservas no sub-solo são maiores que os deste, mas limitadas.
No segundo cenário o uso das renováveis é praticamente o mesmo (mas sem o caríssimo solar), o nuclear cresce paulatinamente nos próximos 20 anos mas não o do uso do gás natural (cuja queima emite CO2, recorde-se), o que permitirá uma redução mais suave do consumo do carvão (mais barato), até estar dominada a tecnologia da captura do CO2 das respectivas centrais, aqui prevista para dentro de 20 anos (como o solar). A partir daí o nuclear estabiliza e dá-se um forte retorno às centrais a carvão, agora "limpo", assim como a generalização dos automóveis eléctricos. A redução do consumo também dará um contributo essencial para a redução do CO2 emitido, mas não tão drástico como no cenário de opções limitadas (onde terá o papel principal), e porquê? O gráfico de previsão da evolução dos preços para ambos os cenários explica-o.
A previsão da evolução de preços da electricidade é que, seja como for, estes vão subir significativamente!
Mas, enquanto no cenário com todas as opções, os preços subirão para 180% nos próximos 30 anos, e depois estabilizarão, no cenário sem nuclear nem carvão limpo os preços dispararão até serem mais do triplo do que são hoje, em boa parte devido à subida dos preços do gás natural à medida que se aproximar o seu esgotamento e à necessidade de reduzir ainda mais o CO2 emitido, que passará a ter nas centrais de ciclo combinado a sua principal fonte, uma vez eliminado o carvão. E é essa mesma subida dos preços que conseguirá a redução adicional de consumos sobre o cenário com todas as opções - mas, com toda a probabilidade, essa redução de consumo não será equitativamente distribuída; serão os pobres quem deixarão de poder aceder à energia!
Como não tenho o relatório completo do EPRI, não conheço em detalhe os seus modelos. Porém, estou em crer que a evolução das coisas será muito mais rápida do que o que o EPRI prevê, quiçá em metade do tempo - o que ele prevê para 2030 talvez ocorra já em 2020, e o que prevê para 2050 ocorrerá provavelmente até 2030.
Por outro lado, convém notar que isto são previsões para a América, onde os preços da energia são 55% dos actuais na Europa; com o cenário de mais 80% nos preços da electricidade, a América terá atingido os preços que vigoram presentemente na Europa...! Quanto ao que acontecerá por cá...
Nota o EPRI: a decisão sobre qual dos dois cenários de futuro se materializará, é uma decisão política, e tem de ser tomada agora. A "limpeza do carvão" (captura do CO2 emitido e seu enterramento no sub-solo) é, neste contexto, o tema de I&D que mais necessita de uma decisão política, porque existem soluções técnicas mas falta testá-las em grande escala e aprender com isso, e tais testes requerem investimentos que ninguém fará se os "ventos" político-ideológicos estiverem contra. O mesmo se passa em grande medida com o nuclear, que se "desaprendeu" de fazer devido a esses "ventos". Pelo menos fora da Ásia.
quarta-feira, setembro 30, 2009
Clusters industrais nas renováveis: 23 mil empregos, ou a fraude portuguesa do século? Parte II - o caso das hidroeléctricas
Recentemente, o Ministro da Economia em acumulação de funções anunciou um plano de aposta nas energias renováveis que implicaria a criação de 23 mil empregos e 15,5 biliões de euros de investimento. O plano estará em execução há já 2 anos e é para continuar por mais 6.
A enormidade do investimento anunciado e as implicações que ele terá para o futuro nacional tornam irrecusável o imperativo ético de trazer à discussão pública a bondade desta decisão. Um contributo para essa discussão, até aqui ausente do palco mediático (salvo posições do antigo Ministro da Indústria dos Governos de Cavaco Silva, Mestre Eng.º Mira Amaral), é o que decidi escrever no que acabará por ser um texto longo. Decidi escrevê-lo por partes, para postar à medida que o tempo mo permita.
Na parte I, mostrei, historiando, como as tecnologias da energia eólica levam tempo a dominar, como é preciso ter estratégias nacionais para atingir esse domínio, que problemas técnicos e que valor acrescentado existe no fabrico de instalações eólicas e, finalmente, como o que Portugal tem feito na matéria peca por um terceiro-mundismo sem sustentabilidade, nomeadamente quanto aos 1800 empregos que estará a criar. Nas eólicas, que em breve terão esgotado o potencial nacional, terão sido investidos directamente 6,5 a 7 biliões de €, importanto quase tudo e subsidiando fortemente essa importação, num exemplo único no mundo de fomento de indústrias estrangeiras. Àquele investimento haverá ainda que adicionar 1 bilião de €, pelo menos, na expansão de rede necessária para ligar as eólicas à rede eléctrica.
Nesta parte II, agora, debruçar-me-ei sobre os projectos hidroeléctricos em curso. Embora estes projectos sejam apresentados como visando o aproveitamento dos Recursos Hídricos nacionais, objectivo que naturalmente recolhe o apoio consensual dos portugueses, na verdade a energia de origem hídrica que estes investimentos acrescentam ao país é insignificante e, como demonstrarei, não é esse o seu objectivo principal.
O objectivo principal dos projectos hidroeléctricos em curso é a criação de reservatórios de energia... eólica, e principalmente energia eólica de Espanha! Mas que, na sua maior parte, vão ficar sem qualquer utilização.
As 8 hidroeléctricas cujo licenciamento foi atribuído já neste ano de 2009 tinham prevista uma potência instalada total, inicialmente, de 941 MW, mas a potência média esperada, considerando o caudal dos respectivos rios (que não se pode mudar), era de apenas 120,9 MW, menos de 1/8 do que produz em média a central a carvão de Sines e uns míseros 2,1 % do actual consumo nacional, um valor que apenas dá para cobrir o aumento de consumo de um único ano (sem recessão), como bem notou o ambientalista Prof. Doutor Joanaz de Melo.
Recordo que, como expliquei aqui, é a potência média que nos dá uma ideia da energia que uma central eléctrica efectivamente produz, e não a sua "potência instalada", que só é atingida muito ocasionalmente, ao longo do ano.
Dos referidos 941 MW inicialmente previstos para as 8 barragens, quase metade (424 MW) foram concedidos à espanhola Iberdrola, concretamente 4 das referidas 8 hidroeléctricas e que se situam na bacia do Tâmega e cuja exploração é inter-dependente.
A potência média dessas centrais da bacia do Tâmega, porém, era de apenas 59 MW, e há quem diga que mesmo este valor está sobreavaliado em 20%. E, no entanto, a Iberdrola ofereceu no leilão de concessionamento 1 bilião de € por elas, e mais tarde anunciou que afinal vai investir 1,7 biliões de € ali.
Ao mesmo tempo, a Iberdrola anunciou que vai ampliar a "potência instalada" das referidas centrais dos 424 MW inicialmente previstos para 1135 MW, mais 711 MW que o valor inicial, sobretudo na barragem de Gouvães!
Por outro lado a EDP, que ficou com 3 das 8 centrais e quase metade da potência a instalar inicialmente prevista (444 MW), anunciou também a ampliação desta potência em mais 263 MW, sobretudo na barragem do Alvito, e os investimentos atingirão, somando valores mencionados na imprensa, cerca de 1,1 biliões de €. Porém, a potência média destes 3 aproveitamentos, cuja potência instalada atingirá assim os 707 MW, a potência a que realmente é proporcional a energia de origem hídrica a gerar, será de apenas 50,6 MW.
A última das 8 barragens, Girabolhos, foi atribuída à espanhola Endesa, para um investimento inicialmente anunciado de 110 milhões de €. Esta barragem tinha prevista uma potência a instalar de 72 MW e uma potência média (proporcional à energia hídrica disponível) de apenas 11,3 MW, mas também a Endesa decidiu, já depois de ganha a concessão e similarmente ao que aconteceu com as outras 7 centrais, multiplicar por cinco a potência instalada, para 355 MW! O investimento final é agora indicado como sendo de 360 milhões de €!
Temos assim que, no total das 8 barragens, se estima em apenas 121 MW a potência média de origem hídrica disponível, mas a potência a instalar prevista no Caderno de Encargos, que era de 941 MW, vai ser efectivamente de... 2200 MW! Isto, para um investimento total anunciado (na imprensa) de 3,0 biliões de € (2/3 dos quais espanhois).
Desde já chamo a atenção de um detalhe crucial para entender estes aumentos de potência instalada e que adiante explicarei para que servem: em quase todos os casos os aproveitamentos serão reversíveis, isto é, as turbinas poderão trabalhar como bombas hidráulicas, enchendo os reservatórios das albufeiras com água já turbinada, puxada de jusante. Como comenta encantado o Eng.º Carlos Pimenta, "põe-se o rio a andar ao contrário"...
Entretanto, a estratégia destes investimentos só se entenderá perfeitamente se se recordar que a EDP tem em curso o reforço de potência instalada de outras 8 barragens (Bemposta II, Picote II, Alqueva II, Venda Nova II e III, Salamonde II, Paradela II e Cabril II), aumentando essa potência num total de 2000 MW, e ainda mais duas novas em construção (Ribeiradio e Baixo Sabor, com 244 MW de potência instalada), que adicionarão ao todo apenas uma potência média de 41,6 MW, para um investimento total de 1,85 biliões de €.
Somando todos estes investimentos, temos que no conjunto se está a falar de 4,85 biliões de € (2,85 da EDP e 2 espanhóis), + 0,55 biliões de € estimáveis de investimentos na rede eléctrica (pela REN), valor igual ao custo do novo aeroporto ou 4/5 do do TGV (embora no TGV o Estado co-financie 2/5, enquanto das novas hidroeléctricas o Estado tenha recebido 666 milhões de €). A potência instalada total será de 4640 MW, dos quais 4070 reversíveis mas, como mostrarei mais adiante, a energia de origem hídrica efectivamente produzida por tudo isto não ultrapassará o valor insignificante correspondente à potência média de 175 MW, menos do que produz um só dos 4 geradores da central a carvão de Sines. Na verdade, não é para esta energia que isto tudo está a ser feito, como ficará patente.
As centrais hidroeléctricas, quando em exploração normal, ocupam muito pouca mão-de-obra porque hoje em dia são automatizadas e tele-comandadas. Fora alguns guardas e pessoal de manutenção permanente, as centrais não precisam de operadores, e dos 18 empreendimentos em curso só 10, como vimos, são inteiramente novos. O número de empregos permanentes criados por estas novas centrais não irá ultrapassar sensivelmente uma centena.
Já durante a construção dos aproveitamentos haverá uma utilização intensiva de mão-de-obra, mas o tempo de construção de cada um é, em média, cerca de 4 anos. Trata-se em grande parte de mão-de-obra temporária e deslocada para as empreitadas que, no auge da construção, atinge tipicamente o milhar. Assim, e à média de mil homens por 3 anos e por cada aproveitamento, tem-se que todos os empreendimentos somados poderão ocupar directamente, como ordem de grandeza, 6 mil trabalhadores durante 9 anos (2007-2016). Mas, dadas as condições de trabalho em causa (temporário, duro, e exigindo a deslocação para locais isolados), é muito provável que essas condições atraiam sobretudo trabalhadores imigrantes, considerando ainda que o ordenado típico oferecido para o pessoal não-qualificado nesta construção civil é de 550 € mensais com contratos por 3 anos (a duração típica da fase mais intensiva de cada obra).
Além destes quiçá seis mil empregos temporários, é frequente considerar que por cada um são criados 3 outros indirectos - obviamente, também só durante a construção dos empreendimentos. Parte destes empregos poderão estar nos serviços de apoio aos próprios trabalhadores deslocados (restaurantes, hospedarias), mas a maioria estará nas indústrias fornecedoras dos materais para os empreendimentos - cimenteiras, fábricas de equipamento eléctrico e mecânico, etc. Se, como é provável, houver uma situação de quebra de encomendas nessas indústrias devida à recessão em curso, é conjecturável que essas indústrias se encontrem numa situação de sub-ocupação dos recursos produtivos e que, portanto, as encomendas provenientes das barragens se limitem a ajudar a manter empregos já existentes - e em boa parte nas empresas estrangeiras donde se importem os equipamentos e materiais. Quanto tempo cada um destes empregos é ocupado pelas referidas encomendas é um dado desconhecido, mas certamente será, em média, bem inferior aos 4 anos de duração das obras.
Não deixa de ser verdade, no entanto, que a construção destes empreendimentos sempre incorpora uma maioria de valor acrescentado nacional, ao contrário dos parques eólicos.
Numa hidroeléctrica, a quantidade de energia produzível depende, antes de mais, do caudal do rio, ou seja, da quantidade de água por segundo que nele corre, e é evidente que no Verão há menos água que no Inverno, e que há anos secos e anos chuvosos - mas a potência instalada da central é projectada para se poder tirar dela o máximo de energia possível, quando for desejável!
E isto leva-nos à seguinte pergunta: basta aumentar a potência dos geradores de uma central hidroeléctrica, para tirar de um rio mais energia? Infelizmente a resposta é: não!
A energia que se pode tirar de um rio depende do caudal deste e da altura da queda de água da barragem. A energia que aí reside, a energia primária das hidroeléctricas, é a energia mecânica potencial que, todos o sabemos do ensino secundário, é quantificada pela massa de água multiplicada pela altura da sua queda.
A massa de água depende do caudal natural do rio, e não há nada que possamos fazer para o aumentar, pelo menos continuadamente.
A altura da queda depende da altura da barragem, mas esta depois de concessionada também não pode ser aumentada, porque isso iria alargar muito a albufeira e inundar terras não previstas na concessão.
Por conseguinte, a energia que a Iberdrola, a Endesa e a EDP vão poder tirar destas barragens, essa energia, ou a potência média, se preferirem, é praticamente a mesma - aumentem estas "eléctricas" a potência lá instalada ou não! As únicas excepções são algumas centrais que, já antes, não podiam aproveitar toda a água do rio no Inverno - centrais que tinham de "deixar passar" água sem a turbinar em alturas de cheia, quando o rio está muito caudaloso, por insuficiência de turbinas - como é o caso das velhas centrais do Picote e Bemposta, no Douro.
O que o "reforço de potência" permite, na verdade, é turbinar mais água no mesmo tempo - mas isso não aumenta a água disponível no rio, e portanto a energia!
Por exemplo, suponhamos que o rio tem um caudal de 10 metros cúbicos de água por segundo no Verão, mas de 100 metros cúbicos na época de chuvas; se se tiver potência instalada que chegue, consegue-se turbinar os 100 metros cúbicos por segundo no Inverno, mas no Verão as turbinas só funcionarão a 10% da sua capacidade - a menos que se tenha um reservatório, uma albufeira, onde se armazene a água de modo que se possa então, por exemplo, fechar as turbinas durante 9 horas e depois, à hora de ponta, a 10ª hora, despejar tudo de uma vez. Que é precisamente para que servem essas albufeiras, ou reservatórios elevados de água, e portanto de energia! Obviamente a energia gerada é a mesma, e a diferença está só no ritmo a que isso é feito ao longo do tempo, aquilo a que se chama potência.
Em regra, se a central não tiver albufeira, a diferença entre o caudal médio e o caudal de Inverno de um rio é por cá de 1 para 3, e por isso tipicamente a potência média que a central debita é à volta de 30% da potência instalada (que é a máxima de que ela é capaz). Se a central tiver albufeira, pode armazenar a água para ser usada nas horas em que mais falte a energia eléctrica, as horas de ponta, e aí já a potência média da central pode ser de apenas 1/6 da potência instalada - ou seja, a central poderá ter uma potência instalada dupla da do caso anterior, mas isso não significa que produza mais energia, repito, e sim e apenas que pode concentrar essa produção em certas horas.
Espero ter conseguido explicar esta diferença essencial entre potência instalada e potência média (a que é proporcional a energia) aos senhores jornalistas e politólogos!...
Ora, no caso dos investimentos em realização em Portugal, se a energia de origem hídrica que todos estes investimentos vão produzir é tão pequena (potência média de 175 MW), e se o reforço da potência instalada pouco aumenta a energia hídrica das centrais que já existiam, porque razão, então, se vão investir tantos biliões adicionais nestas barragens? Porque razão se não constrói uma potência instalada de até 6 vezes essa potência média de 175 MW, que seria 1100 MW, e em vez disso se vão construir 4640 MW, 4 vezes mais?
A resposta está no facto das turbinas previstas serem reversíveis, de poderem "pôr o rio a funcionar ao contrário", e o interesse desse facto explico-o no seguimento - mas, como é óbvio, quaisquer que sejam as turbinas elas não podem aumentar nem o caudal do rio nem a altura da sua queda, e portanto não aumentam a energia de origem hídrica extraível dos rios.
Ora esta utilização da albufeira como reservatório de energia, carregado pela central eléctrica a funcionar como uma estação de bombagem, é muito útil e de facto usada há muito pelo mundo fora quando existe, algures, uma outra fonte de energia que se queira aproveitar mas que se não possa controlar. É, precisamente, o caso das fontes de energia renovável, muitas vezes. O Sol não ilumina de noite e, portanto, se se quiser aproveitar a energia solar à noite, é preciso armazenar essa energia nalgum lado. Pode-se, pois, converter a energia solar em eléctrica, transportar essa electricidade até uma hidroeléctrica com turbinas reversíveis, bombar água para cima com essa electricidade, e á noite voltar a turbinar a água da albufeira, produzindo de novo electricidade. A albufeira funcionou como reservatório de energia de origem... solar.
Evidentemente, desde já se pode ver que se quisermos usar energia solar à noite, e só solar, além da central fotovoltaica (já de si caríssima) vamos ter que construir uma estação de armazenamento par tal. Se for muita, justifica-se a dimensão de uma hidroeléctrica com albufeira para a armazenar até á noite... e é exactamente isso que acontece com os aproveitamentos hidroeléctricos em causa, só que não para armazenar energia de origem solar (por enquanto...), e sim energia de origem eólica!
Que a reversibilidade das turbinas das novas hidroeléctricas visa o uso destas como reservatórios de energia de origem eólica pode ser confirmado no próprio Caderno de Encargos oficial dos aproveitamentos e também aqui e em muitas declarações públicas de entusiastas das renováveis! A questão que interessará saber ao povo, entretanto, é que problema técnico justifica o uso das presentes hidroeléctricas como reservatórios de energia de origem eólica, e isso é o que vou tentar explicar de seguida, não vos pedindo que saibam Engenharia ou Física mas apenas que consigam perceber uns gráficos simples, extraídos do próprio Caderno de Encargos dos empreendimentos.
Na figura ao lado mostra-se como evoluiu a produção da energia eólica produzida no nosso país num dia típico de 2006. No nosso país, a legislação criada no tempo de Guterres garante aos produtores eólicos a compra pela rede eléctrica de toda a energia que sejam capazes de produzir, com uma tarifa altamente lucrativa, e por isso eles produzem tudo o que podem. Porém, e como é patente no gráfico, o vento sopra com uma extrema irregularidade, produzindo uma energia eléctrica muito intermitente e que não se adequa nada ao diagrama de consumos dos utentes da rede. Ainda por cima, e em média, sopra predominantemente à noite, quando há menos consumos.
Se não houver muita potência eólica instalada na rede, o problema poderá não ter grandes consequências, porque as outras centrais convencionais se encarregarão de filtrar estas irregularidades, especialmente as centrais fáceis de controlar, como as hidroeléctricas e as a gás.
Porém, se a energia de origem eólica ultrapassar, digamos, 20% do total (o máximo dos máximos internacionalmente considerado como comportável e só atingido na Dinamarca), acontece o que se mostra no gráfico seguinte, previsto já para 2011 em Portugal, data em que a energia eólica atingirá os 25% da produção total nacional, com 5700 MW de potência instalada (e 1400 MW de potência média), o dobro do que se tinha no final de 2008.
Neste diagrama, a linha vermelha superior assinala o consumo nacional num dia chuvoso. Como se pode ver, a produção de energia supera largamente o consumo, e isso devido sobretudo à produção eólica (verde alface) que, pelos contratos feitos com os produtores e pela legislação existente, nunca pode ser parada ou reduzida, e que "sopra" predominantemente à noite! Que fazer para equilibrar a produção total com o consumo?
A produção de origem térmica (verde escuro) pelas "cogerações" (outro negócio semelhante e ainda pior, porque até polui, e de que falarei qualquer dia) também não pode ser parada, nem a das hidroeléctricas sem albufeira (em baixo, azul marinho), e sempre é precisa alguma térmica convencional para controlar o sistema (cinzento). Poder-se-ia pensar em exportar para Espanha, mas a Espanha estará nessa altura com um problema semelhante, cheia de "vento" e um consumo de horas mortas!
É aí, já estão a ver, que entram as novas hidroeléctricas com turbinas reversíveis: para consumir a energia de origem eólica em excesso, armazenando-a na forma de água nas alturas, como é mostrado na linha azul grossa, em baixo.
Depois, nas horas de maior consumo e menos vento, durante o dia, essa água armazenada é turbinada, e a energia de novo devolvida à rede, juntamente com a que veio propriamente do rio (zona azul superior a partir das 9 da manhã, por baixo da linha vermelha do consumo).
Por conseguinte, a necessidade das hidroeléctricas reversíveis resulta de haver energia eólica em excesso, e é a solução para o problema que isso cria. Por um preço extraordinário, como se viu!
E falta acrescentar um detalhe: no ciclo de bombagem de água para cima da albufeira e depois de novo a sua turbinagem, perde-se energia, por atrito nas condutas de água da central. Concretamente, por cada 4 kwh que se gastam a bombar a água para cima, só se recuperam 3 kwh depois no retorno da água. A água é a mesma (áparte alguma evaporação da albufeira), mas é preciso aplicar mais "força" para a içar do que a que ela devolve ao descer de novo, por causa dos atritos.
Com os novos aproveitamentos e reforços de potência aprovados a capacidade hidroeléctrica reversível atinge os 4070 MW, mas Portugal já tinha, antes destas novas centrais, cinco hidroeléctricas antigas com capacidade de bombagem ou reversíveis: Aguieira, Alqueva I, Torrão, Vilarinho das Furnas e Alto Rabagão. Estas hidroeléctricas ofereciam já 820 MW de bombagem, pelo que com os novos investimentos o país ficará a dispôr de 4890 MW reversíveis. Ter-se-ão, portanto, quase 2900 MW de hidroeléctricas reversíveis, em grande parte aquelas que foram decididas já depois do concurso das famosas "10" de 2008, cujo propósito é desconhecido.
É possíve, no entanto, conjecturar duas hipóteses alternativas:
A Espanha tem, presentemente, 3272 MW de potência hidroeléctrica reversível, e planeia construir em breve mais 1600 MW, em duas centrais. Com estas, atingirá os 4872 MW, por coincidência quase exactamente o mesmo valor que Portugal!
Se se admitir que a potência eólica instalada em Espanha acompanhe a mesma proporção da portuguesa, e atendendo a que o seu consumo de energia eléctrica é 6 vezes o nosso, é conjecturável que ela venha a precisar de uns 9.000 MW de potência hidroeléctrica reversível para encaixar o seu excesso de produção, para os quais só dispõe de 4900... a menos que os restantes 4100 sejam disponibilizados por Portugal. Isso explicaria os investimentos da Iberdrola e da Endesa nos 1370 MW em Portugal, e a EDP disponibilizaria os restantes 2900 MW que terá em excesso...
A questão final que se põe, entretanto, é de como será remunerada a função de armazenamento de energia pelas hidroeléctricas reversíveis.
Não é difícil fazer umas contas e verificar que a função de bombagem chega para justificar o investimento destas hidroeléctricas, somando-a à pouca energia de origem hídrica que poderão produzir, se o preço da energia eléctrica que consumirem para a bombagem for... grátis! Isto é, se a água que for bombada custar o mesmo que a que vem do rio!
A rede é que terá de arcar com o custo de pagar aos produtores eólicos a sua desnecessária energia à tarifa contratada, para a vender de borla às hidroeléctricas reversíveis, repercutindo o respectivo prejuízo no défice ou nos consumidores domésticos, claro.
Mas, quanto à energia proveniente de Espanha nestas condições, obtê-la grátis é capaz de ser difícil. E, se ela for paga ao preço de mercado corrente, isso significará que Espanha terá conseguido arranjar uma fórmula para se desfazer da sua energia renovável excedentária transferindo parte do prejuízo para Portugal.
Ora, se as hidroeléctricas reversíveis comprarem a energia eléctrica para bombar água, terão de revendê-la por 4/3 do preço de compra só para não terem prejuízo (devido às perdas por atrito), e nesse caso os respectivos investimentos nunca serão recuperados, aos preços actuais na praça ibérica de energia eléctrica (3 ç/kwh nas horas mortas e 5 ç/kwh nas horas de ponta)!
Entretanto, em Maio do ano corrente de 2009 Espanha praticamente acabou com a subsidiação da energia renovável, e assim muito dificilmente se ultrapassarão os 20.000 MW de potência eólica instalada lá até ao fim de 2010. Essa potência corresponde à que tínhamos instalado em Portugal até ao Verão transacto (3334 MW), dada a proporção de consumos nos dois países, mas que ainda é só 60% da que o Governo português decidiu subsidiar. Com o fim da subsidiação em Espanha, esta não vai precisar das hidroeléctricas portuguesas para armazenar excessos de energia, porque os seus instaladores, já em grandes coros de protesto, vão parar os seus investimentos - mas Espanha terá parado a tempo de a energia eólica e solar não se tornar lá um encargo totalmente descontrolado!
De uma forma ou de outra, mesmo admitindo que boa parte destes investimentos se justificam pela (pouca) energia que estas hidroeléctricas vão produzir, haverá sempre 2,6 biliões de €, dos quais pelo menos 1,7 biliões de € portugueses (estando os espanhóis a "arder" com 0,95 bilião), que só se justificam por causa dos planos do Governo para a instalação de energia eólica e que, em bom rigor, deveriam ser imputados a essa opção eólica, e não às próprias hidroeléctricas!Somados os 2,6 biliões de € destes investimentos hidroeléctricos aos 6,5-7 biliões que o investimento das eólicas terá custado quando os 5700 MW estiverem todos no terreno, dentro de um ano ou dois, temos que o custo para o consumidor desta energia ficará pelo menos em 140% do custo ao produtor, ou 11 a 13 ç/kwh - o quádruplo do que custa a do carvão ou o triplo da de uma nuclear!...
Por enquanto o consumidor não o sente, porque o operador da rede vai remetendo para o défice, mas alguém terá de vir a pagar isto e é duvidoso que seja o Governo ou as "eléctricas"...
Além disso, se descontarmos aos 175 MW médios de origem hídrica as perdas na bombagem que vão correr nestas hidroeléctricas, poder-se-á afirmar que o seu contributo líquido para a produção de energia nacional deste colossal investimento será muito aproximadamente... ZERO!
A enormidade do investimento anunciado e as implicações que ele terá para o futuro nacional tornam irrecusável o imperativo ético de trazer à discussão pública a bondade desta decisão. Um contributo para essa discussão, até aqui ausente do palco mediático (salvo posições do antigo Ministro da Indústria dos Governos de Cavaco Silva, Mestre Eng.º Mira Amaral), é o que decidi escrever no que acabará por ser um texto longo. Decidi escrevê-lo por partes, para postar à medida que o tempo mo permita.
Na parte I, mostrei, historiando, como as tecnologias da energia eólica levam tempo a dominar, como é preciso ter estratégias nacionais para atingir esse domínio, que problemas técnicos e que valor acrescentado existe no fabrico de instalações eólicas e, finalmente, como o que Portugal tem feito na matéria peca por um terceiro-mundismo sem sustentabilidade, nomeadamente quanto aos 1800 empregos que estará a criar. Nas eólicas, que em breve terão esgotado o potencial nacional, terão sido investidos directamente 6,5 a 7 biliões de €, importanto quase tudo e subsidiando fortemente essa importação, num exemplo único no mundo de fomento de indústrias estrangeiras. Àquele investimento haverá ainda que adicionar 1 bilião de €, pelo menos, na expansão de rede necessária para ligar as eólicas à rede eléctrica.
Nesta parte II, agora, debruçar-me-ei sobre os projectos hidroeléctricos em curso. Embora estes projectos sejam apresentados como visando o aproveitamento dos Recursos Hídricos nacionais, objectivo que naturalmente recolhe o apoio consensual dos portugueses, na verdade a energia de origem hídrica que estes investimentos acrescentam ao país é insignificante e, como demonstrarei, não é esse o seu objectivo principal.
O objectivo principal dos projectos hidroeléctricos em curso é a criação de reservatórios de energia... eólica, e principalmente energia eólica de Espanha! Mas que, na sua maior parte, vão ficar sem qualquer utilização.
- Os factos dos investimentos hidroeléctricos em curso
As 8 hidroeléctricas cujo licenciamento foi atribuído já neste ano de 2009 tinham prevista uma potência instalada total, inicialmente, de 941 MW, mas a potência média esperada, considerando o caudal dos respectivos rios (que não se pode mudar), era de apenas 120,9 MW, menos de 1/8 do que produz em média a central a carvão de Sines e uns míseros 2,1 % do actual consumo nacional, um valor que apenas dá para cobrir o aumento de consumo de um único ano (sem recessão), como bem notou o ambientalista Prof. Doutor Joanaz de Melo.
Recordo que, como expliquei aqui, é a potência média que nos dá uma ideia da energia que uma central eléctrica efectivamente produz, e não a sua "potência instalada", que só é atingida muito ocasionalmente, ao longo do ano.
Dos referidos 941 MW inicialmente previstos para as 8 barragens, quase metade (424 MW) foram concedidos à espanhola Iberdrola, concretamente 4 das referidas 8 hidroeléctricas e que se situam na bacia do Tâmega e cuja exploração é inter-dependente.
A potência média dessas centrais da bacia do Tâmega, porém, era de apenas 59 MW, e há quem diga que mesmo este valor está sobreavaliado em 20%. E, no entanto, a Iberdrola ofereceu no leilão de concessionamento 1 bilião de € por elas, e mais tarde anunciou que afinal vai investir 1,7 biliões de € ali.
Ao mesmo tempo, a Iberdrola anunciou que vai ampliar a "potência instalada" das referidas centrais dos 424 MW inicialmente previstos para 1135 MW, mais 711 MW que o valor inicial, sobretudo na barragem de Gouvães!
Por outro lado a EDP, que ficou com 3 das 8 centrais e quase metade da potência a instalar inicialmente prevista (444 MW), anunciou também a ampliação desta potência em mais 263 MW, sobretudo na barragem do Alvito, e os investimentos atingirão, somando valores mencionados na imprensa, cerca de 1,1 biliões de €. Porém, a potência média destes 3 aproveitamentos, cuja potência instalada atingirá assim os 707 MW, a potência a que realmente é proporcional a energia de origem hídrica a gerar, será de apenas 50,6 MW.
A última das 8 barragens, Girabolhos, foi atribuída à espanhola Endesa, para um investimento inicialmente anunciado de 110 milhões de €. Esta barragem tinha prevista uma potência a instalar de 72 MW e uma potência média (proporcional à energia hídrica disponível) de apenas 11,3 MW, mas também a Endesa decidiu, já depois de ganha a concessão e similarmente ao que aconteceu com as outras 7 centrais, multiplicar por cinco a potência instalada, para 355 MW! O investimento final é agora indicado como sendo de 360 milhões de €!
Temos assim que, no total das 8 barragens, se estima em apenas 121 MW a potência média de origem hídrica disponível, mas a potência a instalar prevista no Caderno de Encargos, que era de 941 MW, vai ser efectivamente de... 2200 MW! Isto, para um investimento total anunciado (na imprensa) de 3,0 biliões de € (2/3 dos quais espanhois).
Desde já chamo a atenção de um detalhe crucial para entender estes aumentos de potência instalada e que adiante explicarei para que servem: em quase todos os casos os aproveitamentos serão reversíveis, isto é, as turbinas poderão trabalhar como bombas hidráulicas, enchendo os reservatórios das albufeiras com água já turbinada, puxada de jusante. Como comenta encantado o Eng.º Carlos Pimenta, "põe-se o rio a andar ao contrário"...
Entretanto, a estratégia destes investimentos só se entenderá perfeitamente se se recordar que a EDP tem em curso o reforço de potência instalada de outras 8 barragens (Bemposta II, Picote II, Alqueva II, Venda Nova II e III, Salamonde II, Paradela II e Cabril II), aumentando essa potência num total de 2000 MW, e ainda mais duas novas em construção (Ribeiradio e Baixo Sabor, com 244 MW de potência instalada), que adicionarão ao todo apenas uma potência média de 41,6 MW, para um investimento total de 1,85 biliões de €.
Somando todos estes investimentos, temos que no conjunto se está a falar de 4,85 biliões de € (2,85 da EDP e 2 espanhóis), + 0,55 biliões de € estimáveis de investimentos na rede eléctrica (pela REN), valor igual ao custo do novo aeroporto ou 4/5 do do TGV (embora no TGV o Estado co-financie 2/5, enquanto das novas hidroeléctricas o Estado tenha recebido 666 milhões de €). A potência instalada total será de 4640 MW, dos quais 4070 reversíveis mas, como mostrarei mais adiante, a energia de origem hídrica efectivamente produzida por tudo isto não ultrapassará o valor insignificante correspondente à potência média de 175 MW, menos do que produz um só dos 4 geradores da central a carvão de Sines. Na verdade, não é para esta energia que isto tudo está a ser feito, como ficará patente.
- Quantos empregos? Milhares, só durante a construção dos aproveitamentos...!
As centrais hidroeléctricas, quando em exploração normal, ocupam muito pouca mão-de-obra porque hoje em dia são automatizadas e tele-comandadas. Fora alguns guardas e pessoal de manutenção permanente, as centrais não precisam de operadores, e dos 18 empreendimentos em curso só 10, como vimos, são inteiramente novos. O número de empregos permanentes criados por estas novas centrais não irá ultrapassar sensivelmente uma centena.
Já durante a construção dos aproveitamentos haverá uma utilização intensiva de mão-de-obra, mas o tempo de construção de cada um é, em média, cerca de 4 anos. Trata-se em grande parte de mão-de-obra temporária e deslocada para as empreitadas que, no auge da construção, atinge tipicamente o milhar. Assim, e à média de mil homens por 3 anos e por cada aproveitamento, tem-se que todos os empreendimentos somados poderão ocupar directamente, como ordem de grandeza, 6 mil trabalhadores durante 9 anos (2007-2016). Mas, dadas as condições de trabalho em causa (temporário, duro, e exigindo a deslocação para locais isolados), é muito provável que essas condições atraiam sobretudo trabalhadores imigrantes, considerando ainda que o ordenado típico oferecido para o pessoal não-qualificado nesta construção civil é de 550 € mensais com contratos por 3 anos (a duração típica da fase mais intensiva de cada obra).
Além destes quiçá seis mil empregos temporários, é frequente considerar que por cada um são criados 3 outros indirectos - obviamente, também só durante a construção dos empreendimentos. Parte destes empregos poderão estar nos serviços de apoio aos próprios trabalhadores deslocados (restaurantes, hospedarias), mas a maioria estará nas indústrias fornecedoras dos materais para os empreendimentos - cimenteiras, fábricas de equipamento eléctrico e mecânico, etc. Se, como é provável, houver uma situação de quebra de encomendas nessas indústrias devida à recessão em curso, é conjecturável que essas indústrias se encontrem numa situação de sub-ocupação dos recursos produtivos e que, portanto, as encomendas provenientes das barragens se limitem a ajudar a manter empregos já existentes - e em boa parte nas empresas estrangeiras donde se importem os equipamentos e materiais. Quanto tempo cada um destes empregos é ocupado pelas referidas encomendas é um dado desconhecido, mas certamente será, em média, bem inferior aos 4 anos de duração das obras.
Não deixa de ser verdade, no entanto, que a construção destes empreendimentos sempre incorpora uma maioria de valor acrescentado nacional, ao contrário dos parques eólicos.
- O "reforço de potência" das centrais hidroeléctricas e a energia de origem hídrica que elas produzem
Numa hidroeléctrica, a quantidade de energia produzível depende, antes de mais, do caudal do rio, ou seja, da quantidade de água por segundo que nele corre, e é evidente que no Verão há menos água que no Inverno, e que há anos secos e anos chuvosos - mas a potência instalada da central é projectada para se poder tirar dela o máximo de energia possível, quando for desejável!
E isto leva-nos à seguinte pergunta: basta aumentar a potência dos geradores de uma central hidroeléctrica, para tirar de um rio mais energia? Infelizmente a resposta é: não!
A energia que se pode tirar de um rio depende do caudal deste e da altura da queda de água da barragem. A energia que aí reside, a energia primária das hidroeléctricas, é a energia mecânica potencial que, todos o sabemos do ensino secundário, é quantificada pela massa de água multiplicada pela altura da sua queda.
A massa de água depende do caudal natural do rio, e não há nada que possamos fazer para o aumentar, pelo menos continuadamente.
A altura da queda depende da altura da barragem, mas esta depois de concessionada também não pode ser aumentada, porque isso iria alargar muito a albufeira e inundar terras não previstas na concessão.
Por conseguinte, a energia que a Iberdrola, a Endesa e a EDP vão poder tirar destas barragens, essa energia, ou a potência média, se preferirem, é praticamente a mesma - aumentem estas "eléctricas" a potência lá instalada ou não! As únicas excepções são algumas centrais que, já antes, não podiam aproveitar toda a água do rio no Inverno - centrais que tinham de "deixar passar" água sem a turbinar em alturas de cheia, quando o rio está muito caudaloso, por insuficiência de turbinas - como é o caso das velhas centrais do Picote e Bemposta, no Douro.
O que o "reforço de potência" permite, na verdade, é turbinar mais água no mesmo tempo - mas isso não aumenta a água disponível no rio, e portanto a energia!
Por exemplo, suponhamos que o rio tem um caudal de 10 metros cúbicos de água por segundo no Verão, mas de 100 metros cúbicos na época de chuvas; se se tiver potência instalada que chegue, consegue-se turbinar os 100 metros cúbicos por segundo no Inverno, mas no Verão as turbinas só funcionarão a 10% da sua capacidade - a menos que se tenha um reservatório, uma albufeira, onde se armazene a água de modo que se possa então, por exemplo, fechar as turbinas durante 9 horas e depois, à hora de ponta, a 10ª hora, despejar tudo de uma vez. Que é precisamente para que servem essas albufeiras, ou reservatórios elevados de água, e portanto de energia! Obviamente a energia gerada é a mesma, e a diferença está só no ritmo a que isso é feito ao longo do tempo, aquilo a que se chama potência.
Em regra, se a central não tiver albufeira, a diferença entre o caudal médio e o caudal de Inverno de um rio é por cá de 1 para 3, e por isso tipicamente a potência média que a central debita é à volta de 30% da potência instalada (que é a máxima de que ela é capaz). Se a central tiver albufeira, pode armazenar a água para ser usada nas horas em que mais falte a energia eléctrica, as horas de ponta, e aí já a potência média da central pode ser de apenas 1/6 da potência instalada - ou seja, a central poderá ter uma potência instalada dupla da do caso anterior, mas isso não significa que produza mais energia, repito, e sim e apenas que pode concentrar essa produção em certas horas.
Espero ter conseguido explicar esta diferença essencial entre potência instalada e potência média (a que é proporcional a energia) aos senhores jornalistas e politólogos!...
Ora, no caso dos investimentos em realização em Portugal, se a energia de origem hídrica que todos estes investimentos vão produzir é tão pequena (potência média de 175 MW), e se o reforço da potência instalada pouco aumenta a energia hídrica das centrais que já existiam, porque razão, então, se vão investir tantos biliões adicionais nestas barragens? Porque razão se não constrói uma potência instalada de até 6 vezes essa potência média de 175 MW, que seria 1100 MW, e em vez disso se vão construir 4640 MW, 4 vezes mais?
A resposta está no facto das turbinas previstas serem reversíveis, de poderem "pôr o rio a funcionar ao contrário", e o interesse desse facto explico-o no seguimento - mas, como é óbvio, quaisquer que sejam as turbinas elas não podem aumentar nem o caudal do rio nem a altura da sua queda, e portanto não aumentam a energia de origem hídrica extraível dos rios.
- As turbinas reversíveis e as albufeiras como reservatórios de energia... eólica!
Ora esta utilização da albufeira como reservatório de energia, carregado pela central eléctrica a funcionar como uma estação de bombagem, é muito útil e de facto usada há muito pelo mundo fora quando existe, algures, uma outra fonte de energia que se queira aproveitar mas que se não possa controlar. É, precisamente, o caso das fontes de energia renovável, muitas vezes. O Sol não ilumina de noite e, portanto, se se quiser aproveitar a energia solar à noite, é preciso armazenar essa energia nalgum lado. Pode-se, pois, converter a energia solar em eléctrica, transportar essa electricidade até uma hidroeléctrica com turbinas reversíveis, bombar água para cima com essa electricidade, e á noite voltar a turbinar a água da albufeira, produzindo de novo electricidade. A albufeira funcionou como reservatório de energia de origem... solar.
Evidentemente, desde já se pode ver que se quisermos usar energia solar à noite, e só solar, além da central fotovoltaica (já de si caríssima) vamos ter que construir uma estação de armazenamento par tal. Se for muita, justifica-se a dimensão de uma hidroeléctrica com albufeira para a armazenar até á noite... e é exactamente isso que acontece com os aproveitamentos hidroeléctricos em causa, só que não para armazenar energia de origem solar (por enquanto...), e sim energia de origem eólica!
Que a reversibilidade das turbinas das novas hidroeléctricas visa o uso destas como reservatórios de energia de origem eólica pode ser confirmado no próprio Caderno de Encargos oficial dos aproveitamentos e também aqui e em muitas declarações públicas de entusiastas das renováveis! A questão que interessará saber ao povo, entretanto, é que problema técnico justifica o uso das presentes hidroeléctricas como reservatórios de energia de origem eólica, e isso é o que vou tentar explicar de seguida, não vos pedindo que saibam Engenharia ou Física mas apenas que consigam perceber uns gráficos simples, extraídos do próprio Caderno de Encargos dos empreendimentos.
Na figura ao lado mostra-se como evoluiu a produção da energia eólica produzida no nosso país num dia típico de 2006. No nosso país, a legislação criada no tempo de Guterres garante aos produtores eólicos a compra pela rede eléctrica de toda a energia que sejam capazes de produzir, com uma tarifa altamente lucrativa, e por isso eles produzem tudo o que podem. Porém, e como é patente no gráfico, o vento sopra com uma extrema irregularidade, produzindo uma energia eléctrica muito intermitente e que não se adequa nada ao diagrama de consumos dos utentes da rede. Ainda por cima, e em média, sopra predominantemente à noite, quando há menos consumos.
Se não houver muita potência eólica instalada na rede, o problema poderá não ter grandes consequências, porque as outras centrais convencionais se encarregarão de filtrar estas irregularidades, especialmente as centrais fáceis de controlar, como as hidroeléctricas e as a gás.
Porém, se a energia de origem eólica ultrapassar, digamos, 20% do total (o máximo dos máximos internacionalmente considerado como comportável e só atingido na Dinamarca), acontece o que se mostra no gráfico seguinte, previsto já para 2011 em Portugal, data em que a energia eólica atingirá os 25% da produção total nacional, com 5700 MW de potência instalada (e 1400 MW de potência média), o dobro do que se tinha no final de 2008.
Neste diagrama, a linha vermelha superior assinala o consumo nacional num dia chuvoso. Como se pode ver, a produção de energia supera largamente o consumo, e isso devido sobretudo à produção eólica (verde alface) que, pelos contratos feitos com os produtores e pela legislação existente, nunca pode ser parada ou reduzida, e que "sopra" predominantemente à noite! Que fazer para equilibrar a produção total com o consumo?A produção de origem térmica (verde escuro) pelas "cogerações" (outro negócio semelhante e ainda pior, porque até polui, e de que falarei qualquer dia) também não pode ser parada, nem a das hidroeléctricas sem albufeira (em baixo, azul marinho), e sempre é precisa alguma térmica convencional para controlar o sistema (cinzento). Poder-se-ia pensar em exportar para Espanha, mas a Espanha estará nessa altura com um problema semelhante, cheia de "vento" e um consumo de horas mortas!
É aí, já estão a ver, que entram as novas hidroeléctricas com turbinas reversíveis: para consumir a energia de origem eólica em excesso, armazenando-a na forma de água nas alturas, como é mostrado na linha azul grossa, em baixo.
Depois, nas horas de maior consumo e menos vento, durante o dia, essa água armazenada é turbinada, e a energia de novo devolvida à rede, juntamente com a que veio propriamente do rio (zona azul superior a partir das 9 da manhã, por baixo da linha vermelha do consumo).
Por conseguinte, a necessidade das hidroeléctricas reversíveis resulta de haver energia eólica em excesso, e é a solução para o problema que isso cria. Por um preço extraordinário, como se viu!
E falta acrescentar um detalhe: no ciclo de bombagem de água para cima da albufeira e depois de novo a sua turbinagem, perde-se energia, por atrito nas condutas de água da central. Concretamente, por cada 4 kwh que se gastam a bombar a água para cima, só se recuperam 3 kwh depois no retorno da água. A água é a mesma (áparte alguma evaporação da albufeira), mas é preciso aplicar mais "força" para a içar do que a que ela devolve ao descer de novo, por causa dos atritos.
- Serão precisos 2000 MW de potência hidroeléctrica reversível para dar consumo às eólicas, mas vão existir 4900!
Com os novos aproveitamentos e reforços de potência aprovados a capacidade hidroeléctrica reversível atinge os 4070 MW, mas Portugal já tinha, antes destas novas centrais, cinco hidroeléctricas antigas com capacidade de bombagem ou reversíveis: Aguieira, Alqueva I, Torrão, Vilarinho das Furnas e Alto Rabagão. Estas hidroeléctricas ofereciam já 820 MW de bombagem, pelo que com os novos investimentos o país ficará a dispôr de 4890 MW reversíveis. Ter-se-ão, portanto, quase 2900 MW de hidroeléctricas reversíveis, em grande parte aquelas que foram decididas já depois do concurso das famosas "10" de 2008, cujo propósito é desconhecido.
É possíve, no entanto, conjecturar duas hipóteses alternativas:
- O Governo planeia instalar mais de 3000 MW de energia solar ou de eólicas offshore, para que não se antevê consumo (a menos que se esteja a pensar fechar definitivamente a barata produção a carvão que, no cenário previsto pela REN e como se pode ver pela figura anterior, já se prevê que só funcione metade dos dias em 2011);
- Há um plano oculto de disponibilização das centrais reversíveis portuguesas a Espanha, para dar consumo ao excesso de potência eólica e solar daquele país.
A Espanha tem, presentemente, 3272 MW de potência hidroeléctrica reversível, e planeia construir em breve mais 1600 MW, em duas centrais. Com estas, atingirá os 4872 MW, por coincidência quase exactamente o mesmo valor que Portugal!
Se se admitir que a potência eólica instalada em Espanha acompanhe a mesma proporção da portuguesa, e atendendo a que o seu consumo de energia eléctrica é 6 vezes o nosso, é conjecturável que ela venha a precisar de uns 9.000 MW de potência hidroeléctrica reversível para encaixar o seu excesso de produção, para os quais só dispõe de 4900... a menos que os restantes 4100 sejam disponibilizados por Portugal. Isso explicaria os investimentos da Iberdrola e da Endesa nos 1370 MW em Portugal, e a EDP disponibilizaria os restantes 2900 MW que terá em excesso...
A questão final que se põe, entretanto, é de como será remunerada a função de armazenamento de energia pelas hidroeléctricas reversíveis.
Não é difícil fazer umas contas e verificar que a função de bombagem chega para justificar o investimento destas hidroeléctricas, somando-a à pouca energia de origem hídrica que poderão produzir, se o preço da energia eléctrica que consumirem para a bombagem for... grátis! Isto é, se a água que for bombada custar o mesmo que a que vem do rio!
A rede é que terá de arcar com o custo de pagar aos produtores eólicos a sua desnecessária energia à tarifa contratada, para a vender de borla às hidroeléctricas reversíveis, repercutindo o respectivo prejuízo no défice ou nos consumidores domésticos, claro.
Mas, quanto à energia proveniente de Espanha nestas condições, obtê-la grátis é capaz de ser difícil. E, se ela for paga ao preço de mercado corrente, isso significará que Espanha terá conseguido arranjar uma fórmula para se desfazer da sua energia renovável excedentária transferindo parte do prejuízo para Portugal.
Ora, se as hidroeléctricas reversíveis comprarem a energia eléctrica para bombar água, terão de revendê-la por 4/3 do preço de compra só para não terem prejuízo (devido às perdas por atrito), e nesse caso os respectivos investimentos nunca serão recuperados, aos preços actuais na praça ibérica de energia eléctrica (3 ç/kwh nas horas mortas e 5 ç/kwh nas horas de ponta)!
Entretanto, em Maio do ano corrente de 2009 Espanha praticamente acabou com a subsidiação da energia renovável, e assim muito dificilmente se ultrapassarão os 20.000 MW de potência eólica instalada lá até ao fim de 2010. Essa potência corresponde à que tínhamos instalado em Portugal até ao Verão transacto (3334 MW), dada a proporção de consumos nos dois países, mas que ainda é só 60% da que o Governo português decidiu subsidiar. Com o fim da subsidiação em Espanha, esta não vai precisar das hidroeléctricas portuguesas para armazenar excessos de energia, porque os seus instaladores, já em grandes coros de protesto, vão parar os seus investimentos - mas Espanha terá parado a tempo de a energia eólica e solar não se tornar lá um encargo totalmente descontrolado!
De uma forma ou de outra, mesmo admitindo que boa parte destes investimentos se justificam pela (pouca) energia que estas hidroeléctricas vão produzir, haverá sempre 2,6 biliões de €, dos quais pelo menos 1,7 biliões de € portugueses (estando os espanhóis a "arder" com 0,95 bilião), que só se justificam por causa dos planos do Governo para a instalação de energia eólica e que, em bom rigor, deveriam ser imputados a essa opção eólica, e não às próprias hidroeléctricas!Somados os 2,6 biliões de € destes investimentos hidroeléctricos aos 6,5-7 biliões que o investimento das eólicas terá custado quando os 5700 MW estiverem todos no terreno, dentro de um ano ou dois, temos que o custo para o consumidor desta energia ficará pelo menos em 140% do custo ao produtor, ou 11 a 13 ç/kwh - o quádruplo do que custa a do carvão ou o triplo da de uma nuclear!...
Por enquanto o consumidor não o sente, porque o operador da rede vai remetendo para o défice, mas alguém terá de vir a pagar isto e é duvidoso que seja o Governo ou as "eléctricas"...
Além disso, se descontarmos aos 175 MW médios de origem hídrica as perdas na bombagem que vão correr nestas hidroeléctricas, poder-se-á afirmar que o seu contributo líquido para a produção de energia nacional deste colossal investimento será muito aproximadamente... ZERO!
domingo, setembro 27, 2009
Um cientista céptico
O Público de hoje publica uma entrevista com um cientista ilustre , Bjorn Lomborg, que reconhece a existência do aquecimento global mas contesta as políticas ideológica e economicamente motivadas que se estão a promover para lhe fazer face.
Não é o assunto central deste blog, a climatologia, mas se há coisa que tenho subcrito aqui é a de que há que ter calma e não embarcar em fantasias e extremismos ecotópicos!
Bjorn Lomborg também sonha com a razão.
No entanto, sou menos pessimista que ele quanto à Conferência de Copenhague e aos seus preparativos. Como o Presidente Obama, penso que será sempre um grande progresso político a Humanidade entender-se para resolver um problema comum. Se haverá um progresso climático, não sei, mas o próprio consenso político, a atingir-se, vale a pena destes esforços, porque o grande problema da Humanidade não é o clima - é o próprio Homem!
Como os negacionistas do Aquecimento Global são incansáveis na defesa das suas posições e me enviam imensos comentários, mas o meu programa de blog não passa por colocar esse tema no seu centro, anexo a figura acima que mostra as medições feitas pelos satélites da NASA para "remote sensing" do clima do planeta, sobre a temperatura da nossa atmosfera. Encontra-se aqui também uma boa introdução ao assunto para os interessados em se iniciarem no tema.
Não é o assunto central deste blog, a climatologia, mas se há coisa que tenho subcrito aqui é a de que há que ter calma e não embarcar em fantasias e extremismos ecotópicos!
Bjorn Lomborg também sonha com a razão.
No entanto, sou menos pessimista que ele quanto à Conferência de Copenhague e aos seus preparativos. Como o Presidente Obama, penso que será sempre um grande progresso político a Humanidade entender-se para resolver um problema comum. Se haverá um progresso climático, não sei, mas o próprio consenso político, a atingir-se, vale a pena destes esforços, porque o grande problema da Humanidade não é o clima - é o próprio Homem!
Como os negacionistas do Aquecimento Global são incansáveis na defesa das suas posições e me enviam imensos comentários, mas o meu programa de blog não passa por colocar esse tema no seu centro, anexo a figura acima que mostra as medições feitas pelos satélites da NASA para "remote sensing" do clima do planeta, sobre a temperatura da nossa atmosfera. Encontra-se aqui também uma boa introdução ao assunto para os interessados em se iniciarem no tema.
sexta-feira, setembro 25, 2009
Coisas que é bom saber
Como já notei por aqui, o carvão é a fonte de energia eléctrica mais barata, e por isso é também a mais utilizada no Mundo, gerando 40% de toda a electricidade que se produz no planeta. Em Portugal temos duas centrais a carvão, em Sines e em Abrantes (Pego), capazes de gerarem só elas 30% de toda a electricidade portuguesa, cada uma mais que todas as eólicas que temos.
Infelizmente, as centrais a carvão são também uma terrível fonte de Gases de Efeito de Estufa (GEE), estimando-se que produzam, só elas, 1/4 de todo o CO2 gerado pela actividade humana.
Por causa disto, e porque há muito carvão no planeta, há muito que se estudam técnicas de captura (ou sequestro) do CO2 das centrais a carvão. A ideia é extrair o CO2 dos fumos da central, liquefazê-lo e injectá-lo no sub-solo.
Não se trata de um problema para o qual exista alguma dificuldade tecnológica que não se saiba resolver, ao contrário do que acontece com as baterias dos carros eléctricos ou com os painéis fotovoltaicos. Existem soluções que se sabe (em laboratório) perfeitamente como funcionam, que podem vir ainda a ser muito aperfeiçoadas e, por isso, o único problema que subsiste à sua aplicação generalizada é vontade política. Vontade política de fazer os investimentos necessários à escala de centrais reais, porque a captura do CO2 vai encarecer significativamente essas centrais e reduzir-lhes o rendimento (parte da energia produzida vai ter que ser usada para a própria captura do CO2). Mesmo assim, todos os cálculos mostram que o carvão ainda continuará a ser mais barato que todas as fontes de
energia renovável, apenas mais caro que o nuclear, relativamente ao qual é agora mais barato, e que as grandes eólicas em terra (on-shore) em locais de muito bom vento.
A EDP, e muito bem ainda que quase secretamente, considera vir a substituir a actual Central de Sines, que já leva 25 anos de vida e não durará muito mais anos, por uma dessas futuras Centrais a carvão com captura de CO2, embora com uma potência instalada menor que a actual - o que se justifica por, como disse, parte da energia do carvão se ter de gastar na própria captura do CO2 gerado.
Com a preparação dos novos acordos climáticos e a nova política da Administração Obama, os EUA - e a Ásia - preparam-se para lançar finalmente em força esta tecnologia incontornável, como se pode ver aqui. Em futuros posts hei-de voltar a este assunto, até porque esta tecnologia vai ser campo de batalha com os ecotópicos.
Outra coisa que é bom saber é que este ano de 2009 será o ano, desde a descoberta das gigantescas reservas do Casaquistão em 2000, em que mais reservas novas de petróleo foram descobertas. Claro que convém continuar a ser poupado e a não ter carros desnecessariamente gastadores mas, cada vez se vai confirmando mais que, parafraseando Mark Twain, as notícias do esgotamento para breve do petróleo poderão ser grandemente exageradas.
Leonardo Maugeri, um especialista da petrolífera italiana ENI e que é também professor do MIT, a cujo conselho consultivo em energia pertence, publica no número de Outubro da Scientific American (uma revista insuspeita de negacionismos climáticos) um artigo em que defende que o fim do petróleo não está, de facto, para breve, e por duas razões: a) por estarem em desenvolvimento tecnologias de extracção que permitem aumentar os actuais 30% que se conseguem extrair do sub-solo para 50%; b) por tudo indicar que ainda há muito petróleo por encontrar.
Eu já falei disto aqui, e Maugeri também considera que o "pânico" do fim breve do petróleo serve apenas para estimular a especulação financeira com o mesmo e que, a haver alguma falta de petróleo no mercado internacional, é por falta de refinarias, o que aliás o Presidente da GALP e antigo jovem catedrático da FEUP, o Prof. Doutor Eng.º Ferreira de Oliveira também afirmou numa entrevista dada à Televisão em 2008 e de que me lembro muito bem.
Infelizmente, as centrais a carvão são também uma terrível fonte de Gases de Efeito de Estufa (GEE), estimando-se que produzam, só elas, 1/4 de todo o CO2 gerado pela actividade humana.
Por causa disto, e porque há muito carvão no planeta, há muito que se estudam técnicas de captura (ou sequestro) do CO2 das centrais a carvão. A ideia é extrair o CO2 dos fumos da central, liquefazê-lo e injectá-lo no sub-solo.
Não se trata de um problema para o qual exista alguma dificuldade tecnológica que não se saiba resolver, ao contrário do que acontece com as baterias dos carros eléctricos ou com os painéis fotovoltaicos. Existem soluções que se sabe (em laboratório) perfeitamente como funcionam, que podem vir ainda a ser muito aperfeiçoadas e, por isso, o único problema que subsiste à sua aplicação generalizada é vontade política. Vontade política de fazer os investimentos necessários à escala de centrais reais, porque a captura do CO2 vai encarecer significativamente essas centrais e reduzir-lhes o rendimento (parte da energia produzida vai ter que ser usada para a própria captura do CO2). Mesmo assim, todos os cálculos mostram que o carvão ainda continuará a ser mais barato que todas as fontes de
energia renovável, apenas mais caro que o nuclear, relativamente ao qual é agora mais barato, e que as grandes eólicas em terra (on-shore) em locais de muito bom vento.A EDP, e muito bem ainda que quase secretamente, considera vir a substituir a actual Central de Sines, que já leva 25 anos de vida e não durará muito mais anos, por uma dessas futuras Centrais a carvão com captura de CO2, embora com uma potência instalada menor que a actual - o que se justifica por, como disse, parte da energia do carvão se ter de gastar na própria captura do CO2 gerado.
Com a preparação dos novos acordos climáticos e a nova política da Administração Obama, os EUA - e a Ásia - preparam-se para lançar finalmente em força esta tecnologia incontornável, como se pode ver aqui. Em futuros posts hei-de voltar a este assunto, até porque esta tecnologia vai ser campo de batalha com os ecotópicos.
Outra coisa que é bom saber é que este ano de 2009 será o ano, desde a descoberta das gigantescas reservas do Casaquistão em 2000, em que mais reservas novas de petróleo foram descobertas. Claro que convém continuar a ser poupado e a não ter carros desnecessariamente gastadores mas, cada vez se vai confirmando mais que, parafraseando Mark Twain, as notícias do esgotamento para breve do petróleo poderão ser grandemente exageradas.
Leonardo Maugeri, um especialista da petrolífera italiana ENI e que é também professor do MIT, a cujo conselho consultivo em energia pertence, publica no número de Outubro da Scientific American (uma revista insuspeita de negacionismos climáticos) um artigo em que defende que o fim do petróleo não está, de facto, para breve, e por duas razões: a) por estarem em desenvolvimento tecnologias de extracção que permitem aumentar os actuais 30% que se conseguem extrair do sub-solo para 50%; b) por tudo indicar que ainda há muito petróleo por encontrar.
Eu já falei disto aqui, e Maugeri também considera que o "pânico" do fim breve do petróleo serve apenas para estimular a especulação financeira com o mesmo e que, a haver alguma falta de petróleo no mercado internacional, é por falta de refinarias, o que aliás o Presidente da GALP e antigo jovem catedrático da FEUP, o Prof. Doutor Eng.º Ferreira de Oliveira também afirmou numa entrevista dada à Televisão em 2008 e de que me lembro muito bem.
quinta-feira, setembro 24, 2009
Noções básicas sobre Economia da Energia para não-especialistas - actualizado
Há algumas noções básicas sobre Energia que geralmente faltam a jornalistas e politólogos, o que os torna muitas vezes actores (quiçá involuntários) de fantasias e vigarices, quando se fala de opções energéticas e ambientais.
Vou, por isso, tentar explicar aqui algumas dessas noções básicas.
A potência mede-se em kw (kilowatt) ou MW (1 MW = 1000 kw), mas a energia mede-se em kwh (kilowatt-hora) ou MWh, sendo o kwh (o que pagamos em casa) a energia gerada ou consumida ao fim de uma hora ao ritmo (à potência) de 1 kw. A energia é a potência somada ao longo do tempo. A potência é a energia gerada em cada segundo, ou ao momento.
Ora, devido ao modo como funcionam, as instalações produtoras raramente conseguem trabalhar muito tempo à sua potência nominal. Depende da natureza da sua fonte primária de energia.
Por exemplo, uma central solar de 46 MW como a de Moura, é capaz de gerar energia no máximo a 46,4 MW, mas isso só acontece em condições ideais de Sol. À noite não trabalha, por exemplo. Para se ter uma ideia, então, de quanta energia é a central capaz de produzir, temos que fazer a média ao longo do ano da potência a que ela vai variavelmente trabalhando. E concluímos que numa instalação solar fotovoltaica doméstica simples, a potência média que, multiplicada pelo número de horas do ano, dá a energia anual gerada, é de apenas 15% da potência nominal. Mas, se a central puder controlar a orientação dos painéis ao longo do dia, seguindo o Sol, como na de Moura, isso aumenta consideravelmente o aproveitamento da luz, elevando a potência média para 21-23% da nominal.
Ou seja, para ter uma ideia da energia anual que a Central de Moura produz, o número indicativo é de 10,5 MW (a multiplicar pelas 8760 horas do ano), e não os 46,4 MW de potência instalada, e isto considerando que o Sul de Portugal, de Espanha e de Itália têm as melhores condições possíveis de energia solar na Europa.
Para que interessa, então, saber a potência nominal de uma central, se ela tem tão fraca relação com a energia que efectivamente produz? Para saber quanto custa o investimento na central, pois esse investimento é quase proporcional à potência nominal da instalação, mesmo que depois a central só funcione em média com uma fracção dessa potência!
O mesmo se aplica às turbinas eólicas, que também só trabalham quando há vento mas que são dimensionadas para aproveitarem as condições de vento máximo, que é quando operam à potência nominal.
Em Portugal, como aliás é típico, a potência média a que trabalha uma eólica é de perto de 1/4 (20 a 26%) da potência nominal, portanto ligeiramente mais que uma central solar com painéis móveis seguidores do Sol. Em Portugal havia no fim do ano passado 2800 MW de "potência eólica instalada", ou seja, um conjunto de parques eólicos cuja soma das potências nominais das turbinas atingia 2800 MW; mas a potência média produzida por essas eólicas todas é apenas de 1/4 disso, ou 700 MW. Esta média resulta de, se há ocasiões de vento forte, em metade do ano o vento é insignificante, e ainda há as paragens por avaria.
Raciocínio idêntico se pode também fazer para outro tipo de central de energia renovável: as hidroeléctricas. Também têm uma potência nominal prevista para as condições de máxima àgua turbinada, mas depois os rios têm períodos de seca ou de pouca água.
Numa hidroeléctrica a diferença entre potência nominal e potência média varia muito com os rios, e o investimento não é tão proporcional à potência nominal como no solar e no eólico porque depende muito de onde a barragem for construída. Além disso a água nos rios varia muito de ano para ano, mas tudo junto a potência média das nossas hidroeléctricas varia entre os pobres 12,8% de Alqueva e os 69% do Picote (no Douro). Em média, para o conjunto das nossas hidroeléctricas e para um ano de pluviosidade média, a potência média gerada ronda os 30% da potência "instalada".
Mas as hidroeléctricas têm uma enorme vantagem sobre as solares e as eólicas: podem armazenar água quando as eólicas ou solares (ou outras que não interesse desligar) estiverem a produzir muito, para a usarem depois quando é precisa, isto é, podem adaptar o ritmo de produção (a potência de funcionamento) às necessidades do consumo existentes em cada momento! Sem falar nas reservas de água potável e na utilização agrícola...
Em Portugal há ao todo cerca de 4350 MW de potência hidroeléctrica instalada, mas a potência média que as centrais hidroeléctricas debitam é de perto de 1300 MW.
Já nas centrais termoeléctricas não há dependência das condições climáticas (vento, água ou sol), e por isso poderiam, em princípio, trabalhar à potência instalada o tempo todo - excepto nas paragens para manutenção - e por isso é que Portugal teve de deixar de se basear exclusivamente em hidroeléctricas nos anos 70.
Por exemplo, uma central termoeléctrica de ciclo combinado, a gás natural, poderia funcionar sempre (ou quase, devido às necessidades de manutenção), mas não é isso que geralmente acontece, devido ao preço elevado do gás e ao moderado investimento da central. As centrais a gás, de facto, são usadas em regra apenas para suprir as restantes, até por serem de controlo fácil e, por isso, em média geralmente apenas geram de 1/4 a 1/2 da sua potência instalada. Em Portugal, no entanto, a grande central de ciclo combinado da Tapada do Outeiro tem desde 2008 funcionado com uma potência média acima de 1/2, por as centrais a gás serem presentemente em Portugal a única solução disponível garantida para cobrir a intermitência das eólicas. Isto, para além de este ano o país ter tido de importar 1/9 da electricidade consumida, à média de 625 MW...!
Já numa central a carvão geralmente a potência média é de perto de 80% da nominal. Isto é, uma central como a de Sines, que tem 1250 MW de potência nominal, gera em média perto de 1000 MW ao longo do ano. Por isso a energia produzida só pela central de Sines é mais 50% que a gerada por todo o parque eólico nacional, e pouco menos que a de todas as hidroeléctricas juntas.
Porém, as campeãs da utilização, as centrais que em todo o mundo produzem mais energia para a potência nominal que têm, as centrais cuja potência média de trabalho ao longo do ano atinge 91% da potência instalada, são as de um tipo de que não temos nenhuma: as nucleares.
É por causa destas diferenças entre as reais possibilidades de utilização dos diferentes tipos de central que é essencial saber qual a potência a que em média uma central realmente trabalha, e não a sua potência instalada, para avaliar do interesse económico do seu financiamento. Uma central nuclear de 1400 MW (potência nominal típica de uma grande nuclear) requereria um investimento muito semelhante ao da inacreditável central solar de 2000 MW anunciada pelos media recentemente; mas, enquanto a central solar só geraria em média 430 MW, a nuclear produziria 3 vezes a energia da tal solar... além de que duraria o triplo (60 anos)! E isto se o investimento anunciado para essa central Solar fosse real, o que é duvidoso, porque os preços de mercado actuais apontam para 30 a 50% mais do que o publicitado...
E, se custa dinheiro, se requer um investimento, esse investimento tem de ser pago pela energia que a central produzirá. Por isso, ainda que o sol, o vento e a água dos rios sejam grátis, a energia eléctrica produzida por qualquer central, mesmo as que usam energias primárias renováveis, não pode ser grátis. Tem de, pelo menos, pagar o investimento da sua construção.
Na verdade, o custo da energia eléctrica produzida por uma central tem quatro parcelas: o custo de capital (o pagamento do investimento), o custo de operação e manutenção e outros, o custo do combustível e os lucros.
O custo de capital depende no número de anos de vida útil da central e inclui, claro, a amortização e os juros do crédito (o custo do dinheiro, o pagamento pelo serviço que nos prestam ao nos permitirem fazer um investimento para o qual não temos dinheiro nosso). Presentemente, por exemplo, a previsão mais recente da Administração dos EUA para os custos de construção (investimento) dos vários tipos de central é, por cada kw de potência instalada da referida central, sem considerar juros e já considerando prazos de construção (custos "overnight"), para centrais a investir agora e estarem prontas em 2015, convertendo USD para €:
Uma segunda diferença é o custo do dinheiro, isto é, as taxas de juro. Podemos somar-lhe os lucros e obter as taxas de retorno; em mercados regulados, com preços relativamente garantidos, os investidores aceitam muitas vezes taxas de 5%, mas em mercados liberalizados, em que a incerteza quanto aos preços futuros é maior, os investidores exigem taxas de pelo menos 10%, para encurtar os prazos de amortização e, com isso, os riscos quanto ao futuro.
Umas contas simples mostram que para taxas de 10%, a anuidade a recuperar nas vendas de energia terá de ser de 10,1%, 10,25%, 10,61% e 11,75% conforme os prazos considerados forem de 50, 40, 30 ou 20 anos. Isto independentemente do tipo de central. O que depende do tipo de central é a relação entre a sua potência média de funcionamento (a que é proporcional a energia vendida), e a sua potência nominal, a que é proporcional o investimento a recuperar.
Contas feitas e para as centrais acima listadas, obtêm-se os seguintes custos de capital por unidade de energia a vender (kwh) e para a situação actual de escassez de crédito e elevadas taxas de desconto (10%), em cêntimos:
O custo do desmantelamento de uma central nuclear é estimado usualmente em 30% do de construção, mas o urânio é barato, menos de 10% do custo total (nos últimos anos o mercado foi inundado pelo urânio proveniente das ogivas nucleares desactivadas pelos acordos de desarmamento nuclear entre os EUA e a Rússia), embora se tenha de adicionar o custo de enterramento dos resíduos radioactivos. Por isso, o custo de uma central nuclear dependente muito das taxas de juro conseguidas, e estas dependem muito do risco, que é moderado se o Estado garantir a rentabilidade do investimento - razão porque praticamente se deixaram de construir no Ocidente, com a lucrativa excepção da França. Mas o custo depende essencialmente da construção não sofrer derrapagens!...
O carvão também é relativamente barato. Para uma central com o custo de construção indicado, uma central moderna com ciclo termodinâmico super-crítico (alta pressão e alta temperatura do vapor), os custos de combustível e de manutenção andarão (nos EUA) por 1,05 ç/kwh, mas mais se a central tiver captura do CO2, por nestas parte da energia gerada ter de ser utilizada para essa captura. Acresce cerca de 0,95 kg de CO2 emitido por cada kwh, a que corresponde uma multa de 1,9 ç/kwh (na Europa, uma tonelada de CO2 "paga" 20 €).
Já o gás é caro. Geradores similares aos instalado em Portugal têm consumos típicos de 0,18 m3 de gás por khw gerado, e embora as nossas centrais tenham contratos especiais de fornecimento, é plausível que os preços que consigam sejam da ordem dos 0,27 €/m3, o que conduz ao custo de combustível de 5 ç/kwh, muito superior ao custo de investimento dessas centrais, e a que há que adicionar os custos de operação, manutenção e CO2 (da ordem de 1 ç/kwh). Além disso, apesar do seu excelente rendimento e de a queima do gás emitir menos CO2 que a do carvão, estas centrais também o emitem, cerca de 0,35 kg de CO2 por kwh gerador, o que "paga" 0,7 ç/kwh de multa.
Tudo ponderado, pode-se listar os seguintes custos totais indicativos, como ordem de grandeza, para a unidade de energia (kwh) gerador por cada tipo de central:
Porém, num horizonte sem CO2, é evidente que as centrais competitivas serão a nuclear e as a carvão com captura de CO2, com custos da mesma ordem de grandeza (embora algumas incertezas não permitam ter a certeza de qual será a de energia mais barata - de qualquer modo, pouco diferirá), enquanto de energia renovável, mas mais caras que as termoeléctricas, serão apenas as eólicas (em locais de bom vento) e as hidroeléctricas (em rios com boa água), Eólicas, mas em terra, porquanto as off-shore não só são muito mais caras, como Portugal não tem plataformas marítimas adequadas para elas, ao contrário do Mar do Norte.
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Recebi o seguinte comentário do meu colega e amigo Prof. Santana, ex-administrador da ERSE:
Em primeiro lugar, quero felicitar o meu colega Pinto de Sá pelo seu blog.
Concordo com ele que, no sector eléctrico, o risco e o custo do dinheiro são determinantes, como por exemplo: os promotores da nova central nuclear finlandeza aceitaram uma taxa de remuneração do capital de 5%, naturalmente reduzindo os riscos do projecto; porém, o mais recente estudo do MIT, sobre a questão nuclear, assume o risco de construção e o risco de operar em ambiente de mercado, e com estas condições estabece as condições financeiros do projecto: 50% do capital é dívida com a taxa de 8%, e 50% é capital próprio com a taxa de 15%.
Assim, o custo previsto pelo finlandezes é cerca de 2,4 ç/kWh, enquanto o custo do kWh previsto pelo MIT é quase o triplo!
Relativamente aos custos variáveis dos combustíveis, apresentados pelo Pinto de Sá, tenho uma dúvida, estes custos referem-se a que data?
Actualmente, no OMEL onde predomina a produção a gás natural, o preço marginal na ponta não ultrapassa os 4,5 ç/kWh.
João Santana
Obrigado pelos dados. Fiz todos os cálculos de custo de capital com base na taxa de 10%, e obviamente que para o nuclear (mas também para as renováveis) essa taxa é essencial para determinar o custo final da energia. Os dados da DOE que usei, já de 2009, dão conta da subida dos preços dos materiais e do crédito, mas o relatório do MIT incluiu uma avaliação mais fina dos vários custos, e não só para o nuclear.
Comparando os dados das duas instituições, verifica-se que os custos de capital que o MIT indica são 20% superiores aos da DOE, tanto para o nuclear como para o carvão, mas para o ciclo combinado são 12% inferiores (depois de converter os USD para €, multiplicando por 0,7). O MIT merece toda a consideração, mas a DOE tem a informação estatística oficial da Administração dos EUA, ambos os dados são já de 2009 e os do MIT parecem-me muito arredondados.
Acresce que o MIT considera algumas hipóteses de cálculo, ao comparar custos, que me parecem académicos, nomeadamente: a) atribui o mesmo tempo de vida útil aos três tipos de centrais, 40 anos, quando na verdade as nucleares têm atribuídos 40 mas que têm sido estendidos para 60, enquanto às outras costuma-se atribuir-lhes 25 ou 30. Eu considerei 40 para as nucleares e 20 para as outras duas. b) Atribui o mesmo factor de utilização a todas, 85%, quando na verdade as nucleares têm-no em geral pelos 90%, as a carvão não chega a 80%, e as a gás menos - e isto é determinante no custo de capital por kwh, claro! Eu considerei, nas minhas contas, 91% para o nuclear, 80% para o carvão e 50% para as a gás...
De qualque modo, o MIT indica também os custos finais, já incluindo tudo e nomeadamente combustíveis, para atingir as seguintes previões de custo (não esquecendo de converter USD para €):
nuclear: 5,88 ç/kwh, versus os 4,2 que eu estimara - ainda assim, bem bom, mas o tal custo finlandês de 2,4 ç/kwh é que é excelente! Se considerarmos um factor de utilização de 91% em vez dos 85% do MIT, já o "custo MIT" desce para 5,57 ç/kwh... Mas calibrando os meus cálculos com os do MIT para os "outros custos", então terei de subir o "meu" preço do nuclear dos 4,2 ç/kwh para 4,7 ç/kwh. De qualquer forma, mesmo a 5,57 ç/kwh para a "opção nuclear", esta continua muito competitiva, apenas mais cara que a do carvão sem multa pelo CO2!
carvão: 4,34 ç/kwh, vs. os "meus" 4,0 , sem "multa" pelo CO2; com multa: 5,8 ç/kwh, o mesmo que os "meus". A diferença não é grande, mas aqui a questão principal está no custo atribuído ao carvão, que varia muitíssimo com a respectiva qualidade.
gás: 5,18 ç/kwh (com multa) vs os "meus" 6,8. Aqui é que a diferença é maior, por um lado por, ao contrário do que sucede para o carvão e o nuclear, para o gás o MIT considerar um custo de capital inferior ao da DOE, mas sobretudo pelo inferior preço do gás nos EUA.
Eu considerei um custo do gás de 0,25 ç/m3 para a Tapada do Outeiro, mas reconheço que foi uma estimativa com poucos fundamentos: vi que a ERSE informa que o custo mínimo de venda a retalho do gás pelas operadoras em Portugal é de 0,32 ç/m3, e considerei que a Turbogás da Tapada do Outeiro, por comprar directamente à GALP, tivesse 20% de desconto. Isto estaria em consonância com o tal custo marginal de 4,5 ç/kwh de venda na OMEL - mas ainda muito acima do preço nos EUA. Será por lá não haver a GALP controlar os preços do gás? :-)
Ah, o custo marginal de 4,0 ç/kwh está on-line na OMI. Aliás, o que lá está neste preciso momento até é só 3,83 ç/kwh...!
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Acabei de perceber a razão da discrepância entre o custo de investimento das eólicas obtido das estatísticas do Departamento de Energia (DOE) dos EUA de Março passado, e as que eu tinha de Portugal (2007): é que estas estavam desactualizadas. Em 2008 houve uma subida dos preços das turbinas no mercado mundial! Além disso, subestimei os custos de Operação & Manutenção das eólicas que, segundo a EWEA, são das ordem de 1.2-1.5 ç/kwh, dos quais apenas 60% respeitam às turbinas - o restante é sobretudo para a renda dos terrenos, que eu negligenciara. Corrijo, pois, os cálculos em conformidade. Aliás, noto que a DOE aponta a alta generalizada dos preços das matérias-primas e do crédito para justificar, também, o alto custo actual de construção das nucleares, ainda assim as que produzem a energia mais barata num cenário sem CO2 e, portanto, sem carvão poluente...
Vou, por isso, tentar explicar aqui algumas dessas noções básicas.
- Potência e Energia de uma instalação de produção de electricidade
A potência mede-se em kw (kilowatt) ou MW (1 MW = 1000 kw), mas a energia mede-se em kwh (kilowatt-hora) ou MWh, sendo o kwh (o que pagamos em casa) a energia gerada ou consumida ao fim de uma hora ao ritmo (à potência) de 1 kw. A energia é a potência somada ao longo do tempo. A potência é a energia gerada em cada segundo, ou ao momento.
Ora, devido ao modo como funcionam, as instalações produtoras raramente conseguem trabalhar muito tempo à sua potência nominal. Depende da natureza da sua fonte primária de energia.
Por exemplo, uma central solar de 46 MW como a de Moura, é capaz de gerar energia no máximo a 46,4 MW, mas isso só acontece em condições ideais de Sol. À noite não trabalha, por exemplo. Para se ter uma ideia, então, de quanta energia é a central capaz de produzir, temos que fazer a média ao longo do ano da potência a que ela vai variavelmente trabalhando. E concluímos que numa instalação solar fotovoltaica doméstica simples, a potência média que, multiplicada pelo número de horas do ano, dá a energia anual gerada, é de apenas 15% da potência nominal. Mas, se a central puder controlar a orientação dos painéis ao longo do dia, seguindo o Sol, como na de Moura, isso aumenta consideravelmente o aproveitamento da luz, elevando a potência média para 21-23% da nominal.
Ou seja, para ter uma ideia da energia anual que a Central de Moura produz, o número indicativo é de 10,5 MW (a multiplicar pelas 8760 horas do ano), e não os 46,4 MW de potência instalada, e isto considerando que o Sul de Portugal, de Espanha e de Itália têm as melhores condições possíveis de energia solar na Europa.
Para que interessa, então, saber a potência nominal de uma central, se ela tem tão fraca relação com a energia que efectivamente produz? Para saber quanto custa o investimento na central, pois esse investimento é quase proporcional à potência nominal da instalação, mesmo que depois a central só funcione em média com uma fracção dessa potência!
O mesmo se aplica às turbinas eólicas, que também só trabalham quando há vento mas que são dimensionadas para aproveitarem as condições de vento máximo, que é quando operam à potência nominal.
Em Portugal, como aliás é típico, a potência média a que trabalha uma eólica é de perto de 1/4 (20 a 26%) da potência nominal, portanto ligeiramente mais que uma central solar com painéis móveis seguidores do Sol. Em Portugal havia no fim do ano passado 2800 MW de "potência eólica instalada", ou seja, um conjunto de parques eólicos cuja soma das potências nominais das turbinas atingia 2800 MW; mas a potência média produzida por essas eólicas todas é apenas de 1/4 disso, ou 700 MW. Esta média resulta de, se há ocasiões de vento forte, em metade do ano o vento é insignificante, e ainda há as paragens por avaria.
Raciocínio idêntico se pode também fazer para outro tipo de central de energia renovável: as hidroeléctricas. Também têm uma potência nominal prevista para as condições de máxima àgua turbinada, mas depois os rios têm períodos de seca ou de pouca água.
Numa hidroeléctrica a diferença entre potência nominal e potência média varia muito com os rios, e o investimento não é tão proporcional à potência nominal como no solar e no eólico porque depende muito de onde a barragem for construída. Além disso a água nos rios varia muito de ano para ano, mas tudo junto a potência média das nossas hidroeléctricas varia entre os pobres 12,8% de Alqueva e os 69% do Picote (no Douro). Em média, para o conjunto das nossas hidroeléctricas e para um ano de pluviosidade média, a potência média gerada ronda os 30% da potência "instalada".
Mas as hidroeléctricas têm uma enorme vantagem sobre as solares e as eólicas: podem armazenar água quando as eólicas ou solares (ou outras que não interesse desligar) estiverem a produzir muito, para a usarem depois quando é precisa, isto é, podem adaptar o ritmo de produção (a potência de funcionamento) às necessidades do consumo existentes em cada momento! Sem falar nas reservas de água potável e na utilização agrícola...
Em Portugal há ao todo cerca de 4350 MW de potência hidroeléctrica instalada, mas a potência média que as centrais hidroeléctricas debitam é de perto de 1300 MW.
Já nas centrais termoeléctricas não há dependência das condições climáticas (vento, água ou sol), e por isso poderiam, em princípio, trabalhar à potência instalada o tempo todo - excepto nas paragens para manutenção - e por isso é que Portugal teve de deixar de se basear exclusivamente em hidroeléctricas nos anos 70.
Por exemplo, uma central termoeléctrica de ciclo combinado, a gás natural, poderia funcionar sempre (ou quase, devido às necessidades de manutenção), mas não é isso que geralmente acontece, devido ao preço elevado do gás e ao moderado investimento da central. As centrais a gás, de facto, são usadas em regra apenas para suprir as restantes, até por serem de controlo fácil e, por isso, em média geralmente apenas geram de 1/4 a 1/2 da sua potência instalada. Em Portugal, no entanto, a grande central de ciclo combinado da Tapada do Outeiro tem desde 2008 funcionado com uma potência média acima de 1/2, por as centrais a gás serem presentemente em Portugal a única solução disponível garantida para cobrir a intermitência das eólicas. Isto, para além de este ano o país ter tido de importar 1/9 da electricidade consumida, à média de 625 MW...!
Já numa central a carvão geralmente a potência média é de perto de 80% da nominal. Isto é, uma central como a de Sines, que tem 1250 MW de potência nominal, gera em média perto de 1000 MW ao longo do ano. Por isso a energia produzida só pela central de Sines é mais 50% que a gerada por todo o parque eólico nacional, e pouco menos que a de todas as hidroeléctricas juntas.
Porém, as campeãs da utilização, as centrais que em todo o mundo produzem mais energia para a potência nominal que têm, as centrais cuja potência média de trabalho ao longo do ano atinge 91% da potência instalada, são as de um tipo de que não temos nenhuma: as nucleares.
É por causa destas diferenças entre as reais possibilidades de utilização dos diferentes tipos de central que é essencial saber qual a potência a que em média uma central realmente trabalha, e não a sua potência instalada, para avaliar do interesse económico do seu financiamento. Uma central nuclear de 1400 MW (potência nominal típica de uma grande nuclear) requereria um investimento muito semelhante ao da inacreditável central solar de 2000 MW anunciada pelos media recentemente; mas, enquanto a central solar só geraria em média 430 MW, a nuclear produziria 3 vezes a energia da tal solar... além de que duraria o triplo (60 anos)! E isto se o investimento anunciado para essa central Solar fosse real, o que é duvidoso, porque os preços de mercado actuais apontam para 30 a 50% mais do que o publicitado...
- Custo de produção da energia eléctrica, mesmo quando o combustível é grátis
E, se custa dinheiro, se requer um investimento, esse investimento tem de ser pago pela energia que a central produzirá. Por isso, ainda que o sol, o vento e a água dos rios sejam grátis, a energia eléctrica produzida por qualquer central, mesmo as que usam energias primárias renováveis, não pode ser grátis. Tem de, pelo menos, pagar o investimento da sua construção.
Na verdade, o custo da energia eléctrica produzida por uma central tem quatro parcelas: o custo de capital (o pagamento do investimento), o custo de operação e manutenção e outros, o custo do combustível e os lucros.
O custo de capital depende no número de anos de vida útil da central e inclui, claro, a amortização e os juros do crédito (o custo do dinheiro, o pagamento pelo serviço que nos prestam ao nos permitirem fazer um investimento para o qual não temos dinheiro nosso). Presentemente, por exemplo, a previsão mais recente da Administração dos EUA para os custos de construção (investimento) dos vários tipos de central é, por cada kw de potência instalada da referida central, sem considerar juros e já considerando prazos de construção (custos "overnight"), para centrais a investir agora e estarem prontas em 2015, convertendo USD para €:
- Solar fotovoltaico: 4000 € (mas na de Moura foi 5635 €...);
- Solar térmico: 3265 €;
- Eólica (no mar, off-shore): 2630 €;
- Carvão com dessulfurização e captura do CO2: 2390 € (simples estimativa);
- Nuclear: 2280 € (há quem considere este valor subestimado e o incremente em até 50%);
- Hidroeléctrica (em média): 1650 €;
- Eólica (em terra): 1355 €;
- Carvão com dessulfurização: 1345 €;
- Ciclo combinado a gás com captura do CO2: 1290 € (simples estimativa);
- Ciclo combinado a gás: 475 € (valor corrigido em 25/9/09 dos anteriores 675€, considerando o preço da acabada de fazer em Lares);
Uma segunda diferença é o custo do dinheiro, isto é, as taxas de juro. Podemos somar-lhe os lucros e obter as taxas de retorno; em mercados regulados, com preços relativamente garantidos, os investidores aceitam muitas vezes taxas de 5%, mas em mercados liberalizados, em que a incerteza quanto aos preços futuros é maior, os investidores exigem taxas de pelo menos 10%, para encurtar os prazos de amortização e, com isso, os riscos quanto ao futuro.
Umas contas simples mostram que para taxas de 10%, a anuidade a recuperar nas vendas de energia terá de ser de 10,1%, 10,25%, 10,61% e 11,75% conforme os prazos considerados forem de 50, 40, 30 ou 20 anos. Isto independentemente do tipo de central. O que depende do tipo de central é a relação entre a sua potência média de funcionamento (a que é proporcional a energia vendida), e a sua potência nominal, a que é proporcional o investimento a recuperar.
Contas feitas e para as centrais acima listadas, obtêm-se os seguintes custos de capital por unidade de energia a vender (kwh) e para a situação actual de escassez de crédito e elevadas taxas de desconto (10%), em cêntimos:
- Solar fotovoltaico: 24,4 ç (mas na de Moura seriam 34,3 ç);
- Solar térmico: 19,9 ç;
- Eólica (no mar, off-shore): 10,08 ç ( no mar a potência média das eólicas anda pelos 35% da nominal, melhor que as de terra);
- Eólica (em terra): 7,3 ç;
- Hidroeléctrica (em média, com utilização a 30%): 6,33 ç;
- Carvão com dessulfurização e captura do CO2: 3,67 ç;
- Ciclo combinado a gás com captura do CO2: 3,14 ç (com utilização a 35%);
- Nuclear: 2,93 ç;
- Carvão com dessulfurização: 2,06 ç;
- Ciclo combinado a gás: 1,28 ç (com utilização a 50%; 2,73 ç com utilização de 30%);
O custo do desmantelamento de uma central nuclear é estimado usualmente em 30% do de construção, mas o urânio é barato, menos de 10% do custo total (nos últimos anos o mercado foi inundado pelo urânio proveniente das ogivas nucleares desactivadas pelos acordos de desarmamento nuclear entre os EUA e a Rússia), embora se tenha de adicionar o custo de enterramento dos resíduos radioactivos. Por isso, o custo de uma central nuclear dependente muito das taxas de juro conseguidas, e estas dependem muito do risco, que é moderado se o Estado garantir a rentabilidade do investimento - razão porque praticamente se deixaram de construir no Ocidente, com a lucrativa excepção da França. Mas o custo depende essencialmente da construção não sofrer derrapagens!...
O carvão também é relativamente barato. Para uma central com o custo de construção indicado, uma central moderna com ciclo termodinâmico super-crítico (alta pressão e alta temperatura do vapor), os custos de combustível e de manutenção andarão (nos EUA) por 1,05 ç/kwh, mas mais se a central tiver captura do CO2, por nestas parte da energia gerada ter de ser utilizada para essa captura. Acresce cerca de 0,95 kg de CO2 emitido por cada kwh, a que corresponde uma multa de 1,9 ç/kwh (na Europa, uma tonelada de CO2 "paga" 20 €).
Já o gás é caro. Geradores similares aos instalado em Portugal têm consumos típicos de 0,18 m3 de gás por khw gerado, e embora as nossas centrais tenham contratos especiais de fornecimento, é plausível que os preços que consigam sejam da ordem dos 0,27 €/m3, o que conduz ao custo de combustível de 5 ç/kwh, muito superior ao custo de investimento dessas centrais, e a que há que adicionar os custos de operação, manutenção e CO2 (da ordem de 1 ç/kwh). Além disso, apesar do seu excelente rendimento e de a queima do gás emitir menos CO2 que a do carvão, estas centrais também o emitem, cerca de 0,35 kg de CO2 por kwh gerador, o que "paga" 0,7 ç/kwh de multa.
Tudo ponderado, pode-se listar os seguintes custos totais indicativos, como ordem de grandeza, para a unidade de energia (kwh) gerador por cada tipo de central:
- Solar fotovoltaico: 25 ç;
- Solar térmico: 20,5 ç;
- Ciclo combinado com captura do CO2: 12 ç (4,46ç investimento);
- Eólica off-shore: 11 ç;
- Eólicas em terra: 8,65 ç (com potência média = 25% da instalada);
- Ciclo combinado actual: 6,8 ç (4,5 ç/kwh custo do gás e 0,7 ç/kwh de multa pelo CO2, supondo 50% de uso);
- Hidroeléctricas: 6,7 ç (mas muito variável, dependente da "qualidade" do aproveitamento hídrico);
- Carvão com captura de CO2: 6,2 ç (3,67ç investimento; mais caro que com as actuais sem captura de CO2, mas sem multa);
- Carvão actual: 5,8 ç (1,9 ç de multa pelo CO2, inexistente na China, Índia e EUA, país este onde o carvão é também muito bom, trazendo o custo total para apenas cerca de 3,5 ç/kwh).
- Nuclear: 4,2 ç (3,0 ç investimento inicial; segundo a Administração americana é só 2,28 ç, o que baixaria o custo total do kwh para apenas 3,5 ç).
Porém, num horizonte sem CO2, é evidente que as centrais competitivas serão a nuclear e as a carvão com captura de CO2, com custos da mesma ordem de grandeza (embora algumas incertezas não permitam ter a certeza de qual será a de energia mais barata - de qualquer modo, pouco diferirá), enquanto de energia renovável, mas mais caras que as termoeléctricas, serão apenas as eólicas (em locais de bom vento) e as hidroeléctricas (em rios com boa água), Eólicas, mas em terra, porquanto as off-shore não só são muito mais caras, como Portugal não tem plataformas marítimas adequadas para elas, ao contrário do Mar do Norte.
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Recebi o seguinte comentário do meu colega e amigo Prof. Santana, ex-administrador da ERSE:
Em primeiro lugar, quero felicitar o meu colega Pinto de Sá pelo seu blog.
Concordo com ele que, no sector eléctrico, o risco e o custo do dinheiro são determinantes, como por exemplo: os promotores da nova central nuclear finlandeza aceitaram uma taxa de remuneração do capital de 5%, naturalmente reduzindo os riscos do projecto; porém, o mais recente estudo do MIT, sobre a questão nuclear, assume o risco de construção e o risco de operar em ambiente de mercado, e com estas condições estabece as condições financeiros do projecto: 50% do capital é dívida com a taxa de 8%, e 50% é capital próprio com a taxa de 15%.
Assim, o custo previsto pelo finlandezes é cerca de 2,4 ç/kWh, enquanto o custo do kWh previsto pelo MIT é quase o triplo!
Relativamente aos custos variáveis dos combustíveis, apresentados pelo Pinto de Sá, tenho uma dúvida, estes custos referem-se a que data?
Actualmente, no OMEL onde predomina a produção a gás natural, o preço marginal na ponta não ultrapassa os 4,5 ç/kWh.
João Santana
Obrigado pelos dados. Fiz todos os cálculos de custo de capital com base na taxa de 10%, e obviamente que para o nuclear (mas também para as renováveis) essa taxa é essencial para determinar o custo final da energia. Os dados da DOE que usei, já de 2009, dão conta da subida dos preços dos materiais e do crédito, mas o relatório do MIT incluiu uma avaliação mais fina dos vários custos, e não só para o nuclear.
Comparando os dados das duas instituições, verifica-se que os custos de capital que o MIT indica são 20% superiores aos da DOE, tanto para o nuclear como para o carvão, mas para o ciclo combinado são 12% inferiores (depois de converter os USD para €, multiplicando por 0,7). O MIT merece toda a consideração, mas a DOE tem a informação estatística oficial da Administração dos EUA, ambos os dados são já de 2009 e os do MIT parecem-me muito arredondados.
Acresce que o MIT considera algumas hipóteses de cálculo, ao comparar custos, que me parecem académicos, nomeadamente: a) atribui o mesmo tempo de vida útil aos três tipos de centrais, 40 anos, quando na verdade as nucleares têm atribuídos 40 mas que têm sido estendidos para 60, enquanto às outras costuma-se atribuir-lhes 25 ou 30. Eu considerei 40 para as nucleares e 20 para as outras duas. b) Atribui o mesmo factor de utilização a todas, 85%, quando na verdade as nucleares têm-no em geral pelos 90%, as a carvão não chega a 80%, e as a gás menos - e isto é determinante no custo de capital por kwh, claro! Eu considerei, nas minhas contas, 91% para o nuclear, 80% para o carvão e 50% para as a gás...
De qualque modo, o MIT indica também os custos finais, já incluindo tudo e nomeadamente combustíveis, para atingir as seguintes previões de custo (não esquecendo de converter USD para €):
nuclear: 5,88 ç/kwh, versus os 4,2 que eu estimara - ainda assim, bem bom, mas o tal custo finlandês de 2,4 ç/kwh é que é excelente! Se considerarmos um factor de utilização de 91% em vez dos 85% do MIT, já o "custo MIT" desce para 5,57 ç/kwh... Mas calibrando os meus cálculos com os do MIT para os "outros custos", então terei de subir o "meu" preço do nuclear dos 4,2 ç/kwh para 4,7 ç/kwh. De qualquer forma, mesmo a 5,57 ç/kwh para a "opção nuclear", esta continua muito competitiva, apenas mais cara que a do carvão sem multa pelo CO2!
carvão: 4,34 ç/kwh, vs. os "meus" 4,0 , sem "multa" pelo CO2; com multa: 5,8 ç/kwh, o mesmo que os "meus". A diferença não é grande, mas aqui a questão principal está no custo atribuído ao carvão, que varia muitíssimo com a respectiva qualidade.
gás: 5,18 ç/kwh (com multa) vs os "meus" 6,8. Aqui é que a diferença é maior, por um lado por, ao contrário do que sucede para o carvão e o nuclear, para o gás o MIT considerar um custo de capital inferior ao da DOE, mas sobretudo pelo inferior preço do gás nos EUA.
Eu considerei um custo do gás de 0,25 ç/m3 para a Tapada do Outeiro, mas reconheço que foi uma estimativa com poucos fundamentos: vi que a ERSE informa que o custo mínimo de venda a retalho do gás pelas operadoras em Portugal é de 0,32 ç/m3, e considerei que a Turbogás da Tapada do Outeiro, por comprar directamente à GALP, tivesse 20% de desconto. Isto estaria em consonância com o tal custo marginal de 4,5 ç/kwh de venda na OMEL - mas ainda muito acima do preço nos EUA. Será por lá não haver a GALP controlar os preços do gás? :-)
Ah, o custo marginal de 4,0 ç/kwh está on-line na OMI. Aliás, o que lá está neste preciso momento até é só 3,83 ç/kwh...!
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Acabei de perceber a razão da discrepância entre o custo de investimento das eólicas obtido das estatísticas do Departamento de Energia (DOE) dos EUA de Março passado, e as que eu tinha de Portugal (2007): é que estas estavam desactualizadas. Em 2008 houve uma subida dos preços das turbinas no mercado mundial! Além disso, subestimei os custos de Operação & Manutenção das eólicas que, segundo a EWEA, são das ordem de 1.2-1.5 ç/kwh, dos quais apenas 60% respeitam às turbinas - o restante é sobretudo para a renda dos terrenos, que eu negligenciara. Corrijo, pois, os cálculos em conformidade. Aliás, noto que a DOE aponta a alta generalizada dos preços das matérias-primas e do crédito para justificar, também, o alto custo actual de construção das nucleares, ainda assim as que produzem a energia mais barata num cenário sem CO2 e, portanto, sem carvão poluente...
quarta-feira, setembro 23, 2009
Uma consultoria grátis
Toda a gente sabe que as faíscas da trovoada preferem as estruturas altas e metálicas para cair.É o caso, por exemplo, das torres metálicas das linhas eléctricas de Muito Alta Tensão.
E é o caso, também, das altíssimas turbinas eólicas.
Aqui nesta foto pode-se ver o estado de destruição em que ficou uma turbina instalada em Portugal, com uma faísca que lhe caiu em cima, há dias. Um prejuízo de talvez meio milhão de €...!Claro que a tecnologia tem soluções para proteger as turbinas destes acidentes, embora por todo o mundo se verifique uma elevada taxa de destruição de turbinas eólicas pela trovoada.
Aqui no documento deste link encontra-se informação detalhada sobre o problema.
Infelizmente, as soluções devem ser previstas antes da compra e instalação das turbinas.
Ou seja, mesmo até só para usar turbinas importadas, é preciso saber comprar!
Eis os conselhos essenciais dados pelo documento que linkei:
It is incumbent upon the turbine buyer to demand lightning protection to Class 1 of IEC 61024 from candidate vendors. When purchasing a turbine, the smart shopper should, especially for high-risk sites, insist on good lightning protection in the following forms:
- An explanation of how the manufacturer meets IEC 61024 lightning protection
- Blade lightning strike-down conductors with receptors as close as possible to both sides of the tip
- More than one receptor if necessary for turbine blades over 25 m (82 ft) in length
- Fiber optic to uncouple base to tower-top control communication
- Multiple-level surge protection or fiber-optic links for site-wide communication systems
- Good protection from turbine vendor
- Good bonding and shielding of all control/sensor cabling
- Good surge protection and ground reference between the generator, transformer, and power collection system
- Good safety protection for operators and site personnel.
terça-feira, setembro 22, 2009
As ovelhas negras de Copenhague
Talvez quem tenha lido o meu post anterior tenha ficado surpreendido pelo que contei sobre a China e a Índia relativamente às medidas de desenvolvimento tecnológico e industrial para as energias renováveis que aqueles países encetaram desde Kyoto - que, no entanto e inteligentemente, não subscreveram.
Dizia eu lá ontem que era provável que a China aparecesse agora em Copenhague a defender a descarbonização das economias. E hoje aí está!
Quem vai arrastar os pés são os EUA e o Terceiro-Mundo, sobretudo o do Hemisfério Sul.
O Terceiro-Mundo do Sul porque acha que esse problema não é nada com ele. Talvez estejam dispostos a ouvir falar do assunto, se houver dinheiro na mesa... e nisso vão ter o apoio activo - e fatal, para um possível acordo global - dos ecotópicos, os ecologistas que só são pela descarbonização porque são sim anti-globalização e anti-indústrialização.
Os EUA porque perderam a maior parte do tempo decorrido desde Kyoto a não fazer nada quanto ao assunto, com o negacionismo de Bush. E, mesmo agora, ainda estão a encetar os debates, com os ecotópicos na ofensiva e os realistas ainda muito atrasados - veja-se esta notícia do dia, sobre as primeiras experiências no terreno e a oposição que suscitam, da tecnologia de captura do CO2 das centrais a carvão, uma tecnologia absolutamente necessária e inevitável!
Os EUA hão-de também acabar por aderir ao esforço mundial, mas não vão de certeza liderá-lo nos próximos anos, como o desejava o Presidente Obama.
Com grande probablidade, quem vai liderar o processo nos próximos anos é a China, cuja capacidade industrial e ambição estratégica de liderança mundial não encontram nada que se lhe compare a Ocidente!
Talvez o Japão, a Coreia e a Índia lhe façam frente.
Mas, de uma forma ou de outra, o vento sopra do Oriente!
Dizia eu lá ontem que era provável que a China aparecesse agora em Copenhague a defender a descarbonização das economias. E hoje aí está!
Quem vai arrastar os pés são os EUA e o Terceiro-Mundo, sobretudo o do Hemisfério Sul.
O Terceiro-Mundo do Sul porque acha que esse problema não é nada com ele. Talvez estejam dispostos a ouvir falar do assunto, se houver dinheiro na mesa... e nisso vão ter o apoio activo - e fatal, para um possível acordo global - dos ecotópicos, os ecologistas que só são pela descarbonização porque são sim anti-globalização e anti-indústrialização.
Os EUA porque perderam a maior parte do tempo decorrido desde Kyoto a não fazer nada quanto ao assunto, com o negacionismo de Bush. E, mesmo agora, ainda estão a encetar os debates, com os ecotópicos na ofensiva e os realistas ainda muito atrasados - veja-se esta notícia do dia, sobre as primeiras experiências no terreno e a oposição que suscitam, da tecnologia de captura do CO2 das centrais a carvão, uma tecnologia absolutamente necessária e inevitável!
Os EUA hão-de também acabar por aderir ao esforço mundial, mas não vão de certeza liderá-lo nos próximos anos, como o desejava o Presidente Obama.
Com grande probablidade, quem vai liderar o processo nos próximos anos é a China, cuja capacidade industrial e ambição estratégica de liderança mundial não encontram nada que se lhe compare a Ocidente!
Talvez o Japão, a Coreia e a Índia lhe façam frente.
Mas, de uma forma ou de outra, o vento sopra do Oriente!
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