Com o Governo em gestão e a indefinição política sobre as grandes decisões, o anunciado concurso para a exploração da central da Turbogás caiu no vazio, obrigando a manter a unidade a operar nos termos do contrato de aquisição de energia (CAE), para além do prazo previsto que é final de março de 2024.

No caso da central do Pego, o outro contrato de aquisição de energia que chegou ao fim em 2021, o prazo do CAE correspondia ao prazo de vida da central que o Governo não quis prolongar por ser uma unidade a carvão, permitindo antecipar o fim em Portugal desta tecnologia que produz mais emissões de CO2.

Mas a central de ciclo combinado de Gondomar, também conhecida pela Tapada do Outeiro, não pode ser desligada. É considerada fundamental para a segurança do abastecimento de energia elétrica a Portugal, pelo menos até ao final desta década, como aliás o confirma o mais recente relatório de monitorização da segurança de abastecimento relativo a 2023. Isto por ser uma das poucas com capacidade para prestar o serviço de arranque autónomo (sem contingências imprevisíveis de toda a produção renovável).

O presidente da TrustEnergy, empresa que gere a Turbogás, confirma que a empresa foi informada pelo Governo de que o concurso não será lançado antes das eleições. José Grácio assinala que o tempo de aviso prévio foi reduzido, o que obriga a empresa a tomar num prazo curto decisões em relação ao fornecimento de gás e a outros contratos fundamentais para o funcionamento da central. Mas garante que a Turbogás, em articulação com a REN (Redes Energéticas Nacionais), vai cumprir os deveres e está confiante de “tudo vai correr de forma suave para o sistema elétrico”.

O Ministério do Ambiente e Ação Climática acrescenta ao Observador que o Governo tinha decidido lançar um concurso para assegurar a continuidade da Central da Tapada do Outeiro, possibilitando a sua hibridização, o que permitia iniciar o seu processo de descarbonização. “Os trabalhos de elaboração das peças de procedimento encontram-se em curso. No entanto, na atual situação política, e tendo em conta que esta é uma decisão estrutural, com impacto durante pelo menos 10 anos, considera-se que a mesma deve ser tomada pelo próximo Governo. O Governo está a finalizar uma solução transitória para assegurar a continuidade da operação da Central até à conclusão do procedimento que venha a ser aberto para a escolha de um novo operador.”

Neste cenário, em que o contrato de aquisição de energia da Turbogás entra num período de “pendência de evolução”, a exploração não passa para regime de mercado, ao contrário do que estava previsto. “Nos termos da referida cláusula, a operação e manutenção da central deve ser assegurada, como se o CAE se mantivesse em vigor, mediante o pagamento de “custos razoáveis” de operação”, refere um dos documentos — Proveitos Permitidos e Ajustamentos para 2024 das Empresas Reguladas do Setor Elétrico — que acompanham o processo de fixação anual das tarifas elétricas pela Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (ERSE).

E, mantendo-se no regime do CAE, terá de ser assegurado o fornecimento de gás à central e a venda de eletricidade por ela produzida no mercado grossista, o que trará custos acrescidos ao sistema elétrico que não estão considerados na proposta tarifária para 2024, reconhece a ERSE. E que terão de ser passados para os consumidores finais.

Em esclarecimento ao Observador, o regulador indica “que as tarifas para 2024 incorporam custos previstos até ao término do CAE, a 31 de março de 2024. Os custos incorridos em 2024 que extravasam o período de vigência do CAE serão pagos em 2024, fora do âmbito das tarifas definidas pela ERSE, e sujeitos a eventuais ajustamentos nos dois anos seguintes nas tarifas definidas pela ERSE, consoante a modalidade definida pelo concedente para a recuperação desses custos (se integralmente ou parcialmente sujeita às regras de mercado).”

Segundo a lei de bases do setor elétrico, cabe ao regulador criar as regras necessárias para repercutir na tarifa de uso global do sistema — onde entram os custos de interesse económico geral (ou custos políticos) — ou em outra que seja aplicável a todos os consumidores de energia elétrica a diferença entre a soma dos encargos totais suportados pela REN no âmbito da execução dos contratos de aquisição de energia.

Atualmente, é a REN Trading quem coloca em mercado a eletricidade produzida pela Turbogás. Depois de 29 de março de 2024, no período de “pendência de devolução”, a Turbogás tem a obrigação de assegurar a produção, refere a ERSE. “Porém, terá, ainda, de ser operacionalizado o aprovisionamento de gás e a venda de eletricidade nos mercados grossistas, que permitem a efetiva utilidade da central da Tapada do Outeiro”. Esse modelo não está definido, mas terá de haver um pagamento razoável da operação da Turbogás que, se for assumido pela REN, irá gerar obrigação de compensar o operador da rede de transporte.

Esse custos razoáveis, explica a ERSE, referem-se aos custos de operação e manutenção da central da Tapada do Outeiro a receber pela Turbogás. Esta empresa terá ainda direito a ser ressarcida de todos os custos de investimento até ao termo do contrato de concessão. “No presente, a ERSE não tem elementos que lhe permita integrar nos proveitos permitidos da atividade de Compra e Venda de Energia Elétrica do Agente Comercial os eventuais impactos económicos de uma possível extensão do CAE da Turbogás.”

Mas essa diferença pode ser significativa. Para os primeiros três meses de 2024, o custo do contrato da Turbogás considerado é de cerca de 50 milhões de euros, um valor que não considera os ajustamentos que tiveram de ser feitos em relação aos anos. Se incluirmos essa fatura, o sobrecusto com a central acaba por se elevar para 277,8 milhões de euros, dos quais 108 milhões de euros são relativos ao ano de 2023, refere a ERSE na resposta dada ao Observador.

Se Espanha não tiver produção disponível, Tapada do Outeiro é essencial para lá de 2029

A central de ciclo combinado da Tapada do Outeiro, a segunda maior central térmica (gás) a operar em Portugal com 990 MW de potência, continua a ser apontada como “essencial para efeitos de segurança do abastecimento” de eletricidade. Não só a partir de 2024, ano em que termina o contrato de aquisição de energia entre este centro produtor e o operador da rede elétrica, mas também no horizonte do final da década. Ou seja, “mesmo após a data de desclassificação prevista para o final de 2029”.

A necessidade de manter a central a gás a operar é justificada pelos testes de stress que são anualmente simulados para o sistema elétrico no quadro do relatório anual de segurança de abastecimento. Este documento analisa vários cenários de evolução da procura e de expansão oferta, bem como da capacidade de interligação a Espanha, cruzando como fatores como a probabilidade de ocorrência de anos secos (menos produção hidroelétrica obriga a recorrer a mais gás).

O relatório de 2023 conclui que “nas condições do teste de stress para garantir o cumprimento dos padrões de segurança de abastecimento em 2024 identificou-se a necessidade de capacidade de oferta adicional entre 1.750 MW e 1.950 MW, dependendo das condições hidrológicas consideradas. Mesmo admitindo o prolongamento do funcionamento da central de ciclo combinado a gás natural da Tapada do Outeiro para além da data do fim do CAE (abril) para garantir o cumprimento do padrão de segurança de abastecimento, os estudos apontam para a necessidade de capacidade adicional de aproximadamente 950 MW. Daqui se conclui a importância de manter a CCTO (Central de Ciclo Combinado) em operação para além da data do fim do CAE” que seria no próximo ano.

O relatório defende o mesmo num horizonte temporal até ao final de década que vai além da data prevista para desligar de vez esta unidade.

“Caso não exista disponibilidade de geração no sistema eletroprodutor de Espanha, a central de ciclo combinado a gás natural da Tapada do Outeiro é essencial para efeitos de segurança de abastecimento do sistema elétrico, mesmo após a data de desclassificação prevista para o final de 2029”. Esta conclusão resulta de uma análise de sensibilidade adicional a uma trajetória conservadora do lado da oferta na qual haverá uma expansão mais reduzida das capacidades eólica, fotovoltaica e cogeração e considerando um contributo de 10% da capacidade de interligação com Espanha.

O padrão de segurança de abastecimento é definido pelo LOLE (loss of load expectation ou expectativa de perda de carga) até cinco horas por ano. Quando não se consegue assegurar este limite considera-se que é ultrapassado o padrão de segurança de abastecimento.

Neste cenário de stress acrescido, o indicador LOLE aumenta de forma significativa, levando ao incumprimento do padrão de segurança de abastecimento em 2025. Nestas condições, as necessidades de NTC (sigla inglesa para capacidade comercial de interligação) para assegurar esse padrão serão de 30% em 2025 (1.260 MW) e de 50% em 2030 (2.100 MW), assumindo que do lado espanhol existe disponibilidade de geração. É num cenário da não existência dessa disponibilidade que ganha relevo a Tapada do Outeiro.

A Tapada do Outeiro foi a peça chave para viabilizar o mercado de gás natural em Portugal nos anos de 1990, sendo a principal cliente dos contratos de longo prazo firmados com a Argélia e a Nigéria. A central continua a ser abastecida por estes contratos (atualmente só os da Nigéria estão operacionais) o que, durante a crise energética, lhe deu acesso a gás mais barato do que o disponível no mercado internacional.

Neste contexto singular de crise, a produção elétrica da Tapada do Outeiro funcionou como um seguro que permitiu travar o custo da produção de energia em Portugal, gerando um sobreganho para todos os consumidores de eletricidade de 454 milhões de euros reativo aos anos de 2022 e de 2023. Mas esse período foi uma exceção.