É um investimento de mais de 500 milhões de euros para realizar em três fases, até 2031, e vai permitir criar uma capacidade adicional de ligação à rede elétrica com uma potência que seria suficiente para abastecer mais de metade do atual consumo nacional de eletricidade em períodos de ponta (as horas em que há mais procura).

O projeto proposto pela REN (Redes Energéticas Nacionais) para reforçar a rede elétrica em Sines é a resposta à forte procura de energia por parte dos grandes investimentos industriais anunciados para aquela zona, quase todos ligados à descarbonização através da produção de hidrogénio ou amónia verde e classificados como PIN (Potencial Interesse Nacional).

A atribuição excecional de ligação à rede começou a ser desenvolvida com o anterior Governo, ao abrigo da legislação que ficou conhecida como o diploma do “bar aberto” por causa das escutas citadas nos mandatos da Operação Influencer, que tiveram como alvo o processo de licenciamento de um desses grandes projetos — o do data center da Start Campus. Mas foi já a ministra Graça Carvalho, do atual Governo, a dar a autorização aos investimentos necessários para reforçar a infraestrutura de transporte para zona de grande procura de Sines em 5,9 GVa (gigavolt ampere é uma medida de potência que em determinadas condições equivale ao gigawolt, ou GW).

Sendo a rede de transporte de eletricidade um ativo regulado e remunerado pelas tarifas, a Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (ERSE) foi chamada a pronunciar-se com urgência. No parecer com data de junho a que Observador teve acesso, a ERSE não se opõe à aprovação do reforço de investimentos na rede nacional de transporte, considerando a proposta de investimento ajustada às necessidades de capacidade por parte dos promotores. No entanto, assinala “um conjunto de aspetos que mereceram atenção quer por parte do concedente quer por parte da REN (Redes Energéticas Nacionais).”

O principal risco identificado é o de esses novos consumos não se materializarem. Ou seja, que os grandes projetos industriais planeados para Sines não se realizem ou se atrasem face ao ritmo de investimento na infraestrutura elétrica.

“Importa garantir que os investimentos em curso (na rede) sejam concretizados apenas quando forem efetivamente necessários para abastecimento do consumo de Sines, na medida em que do ponto de vista económico, só desse modo os mesmos não representarão um peso desadequado em termos das tarifas de acesso a suportar pelos consumidores”. E, por isso, a ERSE pede ao concedente — Ministério do Ambiente e Energia e DGEG (Direção-Geral de Energia) — e à REN (operador da rede) uma monitorização atenta.

Grandes projetos da descarbonização vão precisar de mais de metade da eletricidade consumida em Portugal

Nas contas apresentadas pelo ex-presidente da Aicep, Filipe Santos Costa, num debate realizado em junho e coberto pelo jornal Expresso, os projetos anunciados para Sines para a descarbonização vão precisar de 30 TWh (terawatt hora), o que representa mais de metade de toda a energia elétrica consumida em Portugal no ano passado e 30% do consumo previsto para 2030.

Jorge Sousa, professor do ISEL (Instituto Superior de Engenharia de Lisboa) e presidente da Associação Portuguesa da Economia da Energia, confirma estes cálculos. E indica que a potência atribuída neste processo excecional de Sines de 5,9 GVa é mais de metade da potência máxima registada no ano passado no sistema elétrico nacional para responder à procura, que foi de 9,4 GW.

A atribuição extraordinária de capacidade de ligação para instalações de grande consumo foi lançada no ano passado pelo Governo socialista. O processo iniciou-se pelo apuramento prévio da procura potencial para perceber se a capacidade excedente de ligação à rede em Sines seria suficiente para acomodar esta procura, mas rapidamente se confirmou que não. Os promotores foram chamados a assumir o compromissos com a execução dos projetos através do pagamento de cauções.

Start Campus tem 15% da nova potência. Mas há muito hidrogénio e amónia verdes ligados

Os grandes números deste reforço de potência para grandes consumidores foram revelados em comunicado da REN ao mercado em agosto, depois de o Governo ter anunciado a aprovação do projeto para a zona de grande consumo de Sines. Não foram divulgados os promotores, quanto vão pagar pelo reforço da rede nem que impacto poderá ter um investimento desta magnitude nas tarifas de eletricidade que remuneram os custos de investimento nas redes de transporte.

O Observador questionou o Ministério do Ambiente e Energia e a REN, mas não obteve esclarecimento sobre o processo de atribuição extraordinária, cujas regras definidas pelo anterior Executivo garantem a confidencialidade aos promotores por causa do segredo comercial. A Start Campus foi uma das poucas, se não a única, a anunciar à atribuição de potência de 1,2 GW (que corresponde, grosso modo, a 1,2 GVa) no seu site, o que foi noticiado pelo Jornal de Negócios em agosto. Este valor corresponde a cerca de 15% da capacidade de ligação total concedida.

Ao Observador,  fonte oficial da Start Campus indica que a empresa recebeu toda a potência solicitada, ou seja, mais 936 MVAs para além dos 537,5 MVAs já concedidos (total de 1437,5 MVAs, correspondente a 1,2 GW de potência informática). A Start Campus indica ainda que “assumirá os custos da rede previstos na legislação aplicável”  — que não identifica — acrescentando que apresentou uma garantia prevista na lei como condição para se candidatar à obtenção da potência.

Numa resposta remetida já depois do artigo ser publicado, a Iberdrola confirma ter manifestado interesse ao abrigo do regime para grande procura, mas até à data não tinha informação sobre a capacidade atribuída para o seu projeto de amónia verde. A elétrica espanhola pediu uma potência de ligação máxima de 171 MW e 180 MVA.

O projeto que deverá ficar concluído em 2028 será consumidor e fornecedor de energia. Ainda que não haja uma correspondência direta entre a produção e o consumo, pretende-se que o autoconsumo seja totalmente garantido. A fábrica de amoníaco estará ligada a uma instalação solar em autoconsumo, cuja capacidade instalada se prevê que seja de 220 MW. Quanto a procura da fábrica for menor que a produção da instalação solar, a energia será injetada na rede.

Outros promotores recusaram indicar a potência que lhes foi adjudicada neste processo. A H2 Green Steel (que entretanto mudou de nome para Stegra) revelou ter sido informada da atribuição de uma potência “significativa”, que não quantifica, para o projeto que tem para Sines A empresa tem base na Suécia, onde está a construir uma unidade de produção de “aço verde”, produtos siderúrgicos através do uso de gases renováveis (hidrogénio verde).

Para além do data center da Start Campus e da Stegra, o reforço da ligação à rede vai abranger vários projetos de produção de hidrogénio e amónia verde (combustível líquido para transporte a partir de hidrogénio verde) de promotores nacionais e internacionais, como a Iberdrola, Repsol, Galp (que tem dois projetos para a refinaria), consórcio Green H2 Atlantic ligado à antiga central de Sines, que inclui Galp, EDP, Engie e Bondalti, a chinesa Calb — fábrica de baterias —, a Madoqua, consórcio financiado pelo fundo internacional Copenhagen Infrastructure Partner, que tem projetos de hidrogénio e amónia, ou a WIN PTX, empresa portuguesa com projetos em Angola. Há também uma empresa pública na lista, a Águas de Santo André, que abastece de água as unidades industriais de Sines.

Estas indústrias vão ficar instaladas em terrenos públicos da zona industrial de Sines, geridos por uma empresa da Aicep. Na maioria dos casos, estes grandes consumidores também têm de produzir eletricidade de fontes renováveis (sobretudo fotovoltaica) para garantir o uso de energia verde nos seus processos, mas a maior parte das centrais que estão planeadas ficarão longe das áreas onde vão nascer as indústrias, o que obriga a recorrer à rede para o abastecimento de eletricidade.

Leilão previsto não avançou porque REN antecipou investimentos para satisfazer toda a procura

Numa primeira fase, a REN recebeu manifestações de interesse de promotores para uma procura de 8 GVa, mas esse valor baixou para 5 GVa após a fase de pagamento de cauções, o que permitiu reformular a proposta de reforço da rede, reduzindo o investimento necessário em 320 milhões de euros para os 536 milhões de euros. Esse plano corresponde ao interesse manifestado por 12 entidades para 17 grandes projetos que totalizavam uma necessidade de capacidade de consumo de 4,9 GVA.  O aumento de potência autorizada pelo Governo é superior (aproximando-se dos 6 GVa) porque foi necessário adicionar 1,4 GVa de capacidade atribuída, mas que não está ainda ligada à rede.

Centro de dados e hidrogénio nos 17 projetos que pedem ligação à rede elétrica em Sines

Os pedidos excederam a capacidade não utilizada na rede e a REN teve de apresentar um plano de investimento no reforço da rede para responder à procura firme que as empresas validaram com a caução. Ainda assim, o procedimento lançado pelo anterior Governo admitia que o plano da REN e o seu calendário de execução não permitiria no prazo necessário assegurar capacidade para ligar todos estes projetos à rede. Dai que estivesse previsto o lançamento de um leilão entre os interessados, que acabou por não avançar. Isto porque o atual Governo terá dado luz verde à atribuição de toda a potência pedida pelos promotores que pagaram as cauções.

Segundo o parecer da ERSE, o leilão foi dispensado porque a REN adiantou no tempo a realização dos investimentos no reforço da rede em Sines. “De modo a garantir que em momento algum no tempo exista défice de capacidade, após confirmadas as reais necessidades dos promotores, novos ou existentes, a REN antecipou a data de conclusão das diferentes fases, permitindo assim dispensar a necessidade de realização de leilão de capacidade”.

O plano de investimentos anunciado pela REN ascende a 536 milhões de euros, que serão “parcialmente subsidiados pelas contribuições nas redes, pagas pelos requerentes da correspondente capacidade de ligação, nos termos estabelecidos na regulamentação sectorial”. Ou seja, os custos serão partilhados com os promotores, mas no parecer da ERSE apenas surge identificado o valor a realizar pelo operador no reforço da rede, os tais 536 milhões de euros. E apenas se sabe o valor das cauções entregues pelos promotores na primeira fase, 63 milhões de euros, que serão devolvidas quando estes grandes consumidores se ligarem à rede e começarem a pagar energia.

A ERSE relembra que no atual quadro regulatório apenas o consumo paga tarifa de acesso, ao contrário da produção. E pede um acompanhamento que permita identificar quaisquer alterações ao cenário atual de necessidade da rede para permitir “ajustar o ritmo dos reforços da RNT [Rede Nacional de Transporte], podendo assim algumas das obras que compõe cada fase ser adiadas no tempo, à semelhança do que ocorreu na sua antecipação face ao cenário atual de ligação do novo consumo”.

Só assim, considera, “será possível garantir que os investimentos serão eficientes, quer do ponto de vista da sua utilidade no abastecimento do consumo, quer do ponto de vista económico em termos de peso na tarifa a suportar pelos atuais e futuros consumidores da rede nacional de transporte”.

A estimativa do impacte económico destes investimentos foi efetuada numa perspetiva de evolução dos proveitos unitários, ou preço médio, “ou seja, não correspondem ao efetivo impacto tarifário que será suportado pelos diferentes consumidores, de acordo com o respetivo nível de tensão, que dependerá das opções relativas à estrutura tarifária em vigor à data do cálculo das tarifas”.

Num cenário em que os grandes consumidores se ligam à rede de transporte na mesma altura em que os investimentos da REN começam a ser remunerados através tarifas, isso irá permitir diluir o aumento dos proveitos permitidos (as receitas que o operador da rede recebe). O resultado será um proveito unitário (euros por MW hora) em 2033 para a atividade de transporte de energia elétrica desenvolvida pela REN 11,7% mais baixo do que aquele que se estima para 2025 e sem a realização do plano para Sines.

“Contudo, casos esses novos consumos nunca se materializem, o proveito unitário da atividade de transporte de energia elétrica estimada para 2033 atingiria um valor cerca de 19,5% superior ao estimado para 2025”.

Ou seja, com menos consumo para amortizar os custos de investimento, cada MW terá de custar mais nas tarifas cobradas para garantir que o investimento feito pela REN será pago.

Apesar de não identificar motivos para colocar em causa a necessidade de reforços da rede nacional de transporte, a ERSE defende que é necessária “uma melhor e mais detalhada fundamentação dos investimentos propostos” e regista a “ausência de uma desagregação dos montantes a investir por projeto de investimento” porque a REN apenas indicou os valores globais e o faseamento.

Recomenda uma “maior fundamentação sobre a real necessidade ou calendarização de alguns investimentos”, questionando algumas das intervenções previstas. No caso do reforço da capacidade da linha Sines-Vale Pereiro, o regulador considera que “não é clara a necessidade de se proceder a um investimento de reforço de uma linha tão recente num tão curto espaço de tempo”.  Também no que toca à instalação de desfasadores, cujo custo não é quantificado, a ERSE diz que os cenários em que serão necessários devem ser mais bem fundamentados, bem como o momento em que a sua concretização se torna indispensável. Ainda neste ponto, salvaguarda a importância de coordenação com o operador da rede espanhola.

O regulador pede uma articulação com os projetos que já foram objeto de acordo bilateral entre os promotores e a REN para permitir uma “validação correta da razoabilidade económica dos custos apresentados para cada uma das obras, e não apenas do conjunto dos projetos inscritos em cada fase de reforço da rede”. E propõe que estes projetos sejam incorporados no Plano de Desenvolvimento e Investimento da Rede de Transporte de Eletricidade.

Atualizado com resposta da Iberdrola.