Investir em renováveis? Quais e com que custos de produção? O volume de emissões está dentro dos objectivos? Especialistas nacionais e internacionais reuniram-se, em Lisboa, no 3º Encontro da ELECPOR - Associação Portuguesa das Empresas do Sector Eléctrico, para debater os desafios que se colocam ao sector eléctrico.
A progressiva harmonização e integração dos mercados energéticos regionais num mercado único mantém-se uma prioridade da política energética europeia. No entanto, continuam a existir obstáculos a esta meta, agravados pela recente crise despoletada pelo acidente nuclear ocorrido em Fukushima, no Japão, o que impõe sérios desafios ao sector eléctrico europeu. “Mercados, renováveis e emissões. Problemas e opções para o sector eléctrico” foi precisamente o tema do 3º Encontro da ELECPOR - Associação Portuguesa das Empresas do Sector Eléctrico.
O acidente nuclear japonês e os mercados energéticos europeus
"How will Japan´s nuclear crisis affect EU Energy Markets?" foi a questão a que o conferencista Mark Lewis, Global Carbon Markets Director do Deutsche Bank se predispôs a responder neste encontro. “A eficácia do sistema no período 2013-2020 será fortemente influenciada pelo acidente de Fukushima e pelas decisões europeias em matéria de nuclear”, sublinhou Lewis. Antes de apresentar esta conclusão, o conferencista começou por analisar o funcionamento do sistema de comércio europeu de licenças de emissão de CO2, Emissions Trading System (ETS), detendo-se nos aspectos que considerou mais problemáticos, e nas formas de corrigir eventuais lacunas. O excesso de licenças atribuídas gratuitamente na primeira (2005-2007) e segunda (2008-2012) fases de funcionamento do ETS, lembrou Mark Lewis, conduziu a uma depressão do preço do CO2, actualmente situada em cerca de 15 euros por tonelada. No entanto, e tendo em conta que em relação ao volume de emissões a generalidade dos países europeus está dentro dos objectivos da Comissão Europeia, sendo a Alemanha e o Reino Unido os únicos países a comprar licenças no mercado, prevalece a ideia, disse o conferencista, de que a eficiência do mercado de licenças deve melhorar a partir de 2013. Contudo, Mark Lewis considera que se mantém a debilidade do sistema “devido ao facto de já estar fixada a quantidade anual de licenças de CO2 até 2020, e que compreende uma baixa progressiva de 2.075 Mt (toneladas métricas), em 2008, para 1.714 Mt em 2020, que não contempla possíveis variações de procura e pode originar grandes variações de preço”. O conferencista sugeriu que “uma hipótese de correcção desta situação seria a criação de uma espécie de “Banco Europeu” de licenças, que retirasse (ou colocasse) licenças no mercado para controlar variações de preço”.
Retomando a questão da repercussão do acidente na central nuclear de Fukushima no passado mês de Março, o conferencista destacou o caso do seu país, a Alemanha, que viu recentemente encerrados todos os seus reactores nucleares que entraram em actividade antes do fim de 1980 - um total de sete, que deverão permanecer desligados durante três meses. Os efeitos da retirada de 7.000 megawatts (MW) nucleares, sem emissões, já se fazem sentir no preço da energia no mercado alemão, e em França, cujo mercado está integrado com o alemão. “As emissões da Alemanha vão aumentar em 250 milhões de toneladas de CO2 apenas com a interrupção do funcionamento dos sete reactores nucleares já desligados. A retirada dos restantes pode elevar esse valor para cima de 400 milhões de toneladas, caso sejam substituídos por centrais a gás”, afirmou o conferencista. Extrapolando a questão para o espaço europeu, Lewis concluiu: “Se outros países europeus tomarem decisões análogas, o actual excesso de oferta de gás na Europa pode transformar-se em escassez já em 2015.
O futuro do mercado eléctrico europeu
A segunda conferência do encontro, intitulada "European Power Markets at a Crossroad: Is Market Reform a Game Changer?" este a cargo de Fabien Roques, European Power Director da Cambridge Energy Research Associates. O conferencista fez questão de partilhar a sua perspectiva sobre o impacto do acidente de Fukushima, com uma interrogação: será que estaremos perante uma reacção excessiva? Sobre o estado actual do mercado eléctrico europeu, e a sua perspectiva para os próximos 10 anos, o conferencista salientou que “em resultado da quebra das taxas de evolução do Produto Interno Bruto e do consumo de energia, em alguns casos negativas, tem ocorrido uma revisão das estratégias de investimento das empresas, resultando no cancelamento ou adiamento de decisões relativas à construção de novas centrais convencionais, essencialmente térmicas. Esse adiamento tem também afectado algumas linhas de transporte e redes de distribuição”. Pela mesma razão, continuou Roques, “as empresas têm vindo a vender activos fora do país em que estão sediadas”. Relativamente à energia eólica, o conferencista fez notar que “os melhores locais “em terra” estão praticamente saturados, sobretudo em Espanha e na Alemanha, pelo que as intenções de novos investimentos entre 2011 e 2020 passam, ou pela substituição de turbinas antigas por turbinas novas, mais potentes, ou pela eólica offshore, sobretudo no norte da Europa, que é bastante mais cara.”
Quanto às previsões de investimento em energia solar fotovoltaica deverão ser corrigidas caso se continuem a registar reduções dos subsídios, acrescentou o especialista.
Num segundo momento da prelecção, Fabien Roque fez um resumo das principais incertezas com que as empresas do sector se confrontam, destacando “o impacto dos limites de emissão impostos pelas directivas sobre grandes instalações de combustão e sobre as emissões industriais, obrigando ao fecho de grupos a carvão e dos grupos a combustível remanescentes em 2015; a possibilidade de o “gás de xisto” (shale gas), muito abundante na Polónia, ser lançado no mercado europeu; o impacto da operacionalidade do sistema de market coupling e de novas interligações sobre a dinâmica dos preços; a sustentabilidade das políticas de apoio às energias renováveis (18 mil milhões de euros, em 2010, e 45 mil milhões previstos para 2020), e seu reflexo na factura dos consumidores.
Tendo em conta o estado actual do mercado energético, os desafios com que se depara e a sua repercussão nas incertezas que as empresas apresentam, o conferencista enunciou os três princípios de orientação para a reforma do mercado: “reduzir o risco e as barreiras financeiras aos novos investimentos; rever os esquemas de apoio às energias renováveis para controlar custos; remunerar a potência e a flexibilidade dos sistemas convencionais, de modo a garantir reserva adequada de energia e segurança do sistema”.
Realidade portuguesa focada na mesa-redonda
Após as conferências dos convidados estrangeiros, foi a vez de Fernando Pacheco, Professor da Universidade Católica, e ex- Secretário de Estado da Energia, Pedro Neves Ferreira, Director de Planeamento Energético da EDP, e Nuno Lacasta, Coordenador da Comissão para as Alterações Climáticas, se juntarem a Mark Lewis e Fabien Roques numa mesa-redonda moderada Rui Sérgio, Consultor e ex-Presidente do Conselho Administração do NAER. Além do comentário às prelecções de Lewis e Roques, a mesa-redonda focou os critérios e consequências das directivas relativas ao comércio de licenças de emissão de CO2; a explicação dos princípios que originalmente presidiram à fixação dos preços de venda da energia eólica em Portugal; a importância do pagamento da potência às centrais que asseguram a reserva de energia; e o traçar das vantagens e inconvenientes de mecanismos de correcção do actual sistema de ETS.
Portugal é, segundo a Direcção Geral de Energia e Geologia (DGEG), um dos países da União Europeia com menor consumo de electricidade per capita.
Recorde-se que Portugal assumiu para 2020, no quadro dos seus compromissos europeus, uma meta de consumo de energia final de 31% a partir de fontes renováveis e uma meta de 60% da produção de electricidade também a partir de fontes de energia renovável. A base da produção renovável nacional está fundamentalmente assente na combinação da energia hídrica e da energia eólica. A aposta nas energias renováveis, bem como a promoção da eficiência energética, fazem parte das prioridades da nova Estratégia Nacional para a Energia, até 2020, que prevê atingir 8.500 MW de potência instalada, ao nível da energia eólica, 8.600 MW de capacidade instalada, no caso da energia hídrica, instalação efectiva da potência já atribuída, 250 MW, para a biomassa, 1.500 MW de potência instalada de energia solar, e a implementação da zona piloto (São Pedro de Moel, ao largo de Peniche) para a energia das ondas, com vista a atingir a produção de 250 MW. Até ao próximo ano, está prevista a criação de um fundo de equilíbrio tarifário, que contribua para minimizar as variações das tarifas de electricidade, beneficiando os consumidores e criando um quadro que suporte o crescimento a longo prazo da utilização das energias renováveis.
