É um dos maiores sistemas de armazenagem de energia na Europa e foi a última grande barragem a ser construída de raiz no continente nos últimos 20 anos. Tem uma reserva global que equivale a 40 gigawatts hora, o suficiente para abastecer de energia 11 milhões de pessoas, ou seja toda a população portuguesa, durante 24 horas. Por isso chamam gigabateria ao Sistema Elétrico do Tâmega.

Junta água e bombagem com quatro grupos reversíveis e constitui, até agora, a melhor resposta a um dos desafios mais difíceis de resolver no sistema elétrico a partir de fontes renováveis: ter capacidade de armazenar e de ativar reservas quando elas são mais necessárias. É uma mais-valia quando a água se torna um recurso escasso, num contexto de seca, mas também é uma solução em cenários de excesso, como foi comprovado nas inundações deste inverno.

Explorado pela Iberdrola, que tem a concessão por 70 anos, a construção do Sistema Eletroprodutor do Tâmega (SET) chegou a estar tremida. No primeiro acordo da geringonça, no final de 2015, os socialistas comprometeram-se com o Partido Ecologista os Verdes (PEV) e restantes partidos à esquerda a “reavaliar as barragens da Cascata do Tâmega”. As barragens eram Fridão adjudicada à EDP e o Alto Tâmega que era a “joia da coroa” do plano lançado quase 10 anos antes pelo Governo de José Sócrates.

A reavaliação política levou à queda das barragens do Alvito, no rio Tejo, e de Girabolhos, no rio Mondego, cuja promotora, a Endesa, já tinha comunicado ao Governo o seu desinteresse. Em 2019, o Governo decidiu também suspender o Fridão, uma decisão contestada pela EDP que conseguiu recuperar a caução paga.

Apesar de atrasada e com uma albufeira a menos do que o projeto que venceu o concurso, devido a condicionantes ambientais — e para proteger um mexilhão raro —, o SET avançou. O investimento superou os 1.500 milhões de euros e a construção durou dez anos. As centrais de Daivões e de Gouvães entraram em exploração em 2022. Em 2024 ficou concluída a terceira albufeira.

O Alto Tâmega representa 5% da potência instalada em Portugal para produzir energia e ainda está a crescer. Será um dos primeiros complexos a juntar duas tecnologias renováveis, tirando partido das mesmas infraestruturas de ligação à rede elétrica. À capacidade instalada de 1.150 megawatts — dividida pelo Alto Tâmega com 160 MW, por Daivões com 118 MW e por 880 MW em Gouvães — vai juntar-se um parque eólico com potência de 274 MW (megawatts), cuja produção na primeira fase está prevista a partir de julho.

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Uma caverna a 320 metros de profundidade, um circuito de mais de 7 km e uma queda de 757 metros

O coração do Sistema Elétrico do Tâmega está debaixo de Gouvães. É numa caverna desta albufeira, a 320 metros de profundidade, localizada no rio Louredo, que está instalado o sistema de bombagem reversível (bombeia no sentido inverso ao curso de água) com uma potência de 880 megawatts distribuída por quatro grupos de 220 MW cada. Para lá chegar é preciso percorrer um túnel rodoviário ou usar o segundo maior elevador em Portugal.

A bombagem está ligada a um circuito hidráulico de 7.460 metros que liga Gouvães a Daivões, a barragem que fica num nível inferior e para a qual correm as descargas por queda estática (diferença de cota entre o montante e jusante) de 657 metros. É essa “diferença de cotas que permite turbinar” para Daivões que fica na cota mais baixa do sistema e a partir do qual se fazem as descargas para o Tâmega, explicou o diretor de exploração do complexo, Luís Capinha, durante uma visita de jornalistas.

A água descarregada em Daivões pode ser devolvida à origem — Gouvães — através da bombagem — para voltar a produzir eletricidade. Este circuito corresponde a uma capacidade de armazenamento reversível, “que pode ser carregada e descarregada as vezes que for necessário”, de 20 GW (gigawatts), o que corresponde à quantidade de energia armazenada na forma de água no reservatório que fica no andar superior.

Cada um dos quatro grupos de bombagem opera à potência máxima de 220 megawatts, mas o sistema permite modular entre um e quatro grupos em funcionamento, ajustando assim a potência total. É uma opção que dá grande flexibilidade, na medida em que permite “alternar rapidamente entre o modo bomba e o modo turbina, e pela possibilidade de operar grupos distintos em modos diferentes em simultâneo, aumentando a capacidade de resposta do sistema em tempo real”, diz fonte oficial da Iberdrola numa resposta ao Observador.

As bombas são elas próprias grande consumidoras de energia elétrica e a racionalidade económica do sistema joga-se na diferença de preços que existe ao longo do dia. Quando a eletricidade está mais barata, compra-se energia para alimentar as bombas e quando está mais cara turbina-se para produzir e vender eletricidade. Tradicionalmente, os preços eram mais baixos de noite devido a uma menor procura, mas com a expansão das centrais solares, a energia mais barata verifica-se agora desde o início da manhã até o sol se por. A produção estimada neste sistema hídrico é de 1.766 GW/h.

Bombas levaram água para cima e limitaram descargas com impacto em Amarante

Daivões é a última barragem no rio Tâmega antes de Amarante, a localidade principal que fica no curso do rio. Quando as comportas abrem, as águas demoram oito a nove horas a chegar à cidade, mas o impacto dessas descargas pode ser ampliado pela chuva ao longo de 40 quilómetros, refere o diretor de exploração.

Luís Capinha confirma que a Agência Portuguesa do Ambiente (APA) pediu, recentemente, que Daivões acomodasse um pouco mais de água antes de fazer as descargas. O pedido foi feito durante a passagem da tempestade Leonardo, de 4 para 5 de fevereiro, e na antecipação da depressão Marta, e levou a ativar a bombagem para reenviar água para Gouvães, aliviando durante algum tempo o fluxo que seguia para Amarante. Esta gestão ao metro cúbico teve de ser coordenada com a barragem a montante, o Torrão, que é da EDP.

Apesar de existir um centro de operações local e estarem em permanência pelo menos duas pessoas em piquete de prevenção, o que as obriga a estarem até 45 minutos de distância da sala de comandos, a exploração do Alto Tâmega é coordenada a partir de Salamanca, onde fica o centro de operações hidroelétricas da empresa espanhola. Foi a partir daí, mas também de Madrid, onde está concentrado o centro de gestão de produção da Iberdrola, que foi feita toda a articulação com as autoridades portuguesas no controlo das cheias deste inverno.

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Tal como outras barragens envolvidas neste esforço, o complexo chegou a encher até 99% da sua capacidade e esteve a descarregar água entre 28 de janeiro e 19 de fevereiro. As descargas chegaram a atingir os 300 metros cúbicos por segundo, mas apenas um pouco menos de um terço deste fluxo é que passou pelas turbinas, gerando energia elétrica. Os restantes 210 metros cúbicos foram despejados apenas para aliviar a carga.

As operações de controlo de cheias não são remuneradas, ao contrário de outros serviços prestados ao sistema elétrico pelos quais o empreendimento recebe um incentivo de garantia de potência que em 2025 foi de 11,2 milhões de euros.

Com origem em Espanha, o Tâmega é um rio de grande caudal que chega a Portugal sem controlo porque não há grandes barragens do lado espanhol e porque recebe afluentes como o rio Bessa (Boticas). Luís Capinha não tem dúvidas que o risco de inundação seria maior sem a existência do complexo do Alto Tâmega, mas lembra também que uma das barragens previstas para o Tâmega, a barragem do Fridão, foi suspensa.

Irmã espanhola tem mais potência, mas o Tâmega tem mais reservas

Para o Alto Tâmega, a Iberdrola inspirou-se no complexo La Muela, empreendimento da empresa na região de Valencia, explicou Luís Capinha. Cortes-La Muela, na bacia do rio Cuenca, é um dos maiores complexos hidroelétricos da Europa com uma potência instalada de 1.762 megawatts e um sistema de bombagem de 1.293 MW depois do reforço de potência concluído em 2015.

Apesar de ter menor potência e bombagem, o Alto Tâmega ganha, em capacidade de armazenagem total sob a forma de água, à sua irmã mais velha em Espanha. La Muela tem uma reserva energética de 24 GW hora, suficiente para abastecer o consumo diário doméstico de 6,75 milhões de pessoas. É uma dimensão comparável com a capacidade de armazenamento reversível de Gouvães que é de 20 GW hora.

“No entanto, o Sistema Eletroprodutor do Tâmega dispõe adicionalmente do volume das albufeiras do Alto Tâmega e de Daivões, que são centrais convencionais, o que eleva a reserva global para 40 GW hora”. Ou seja, não sendo o maior sistema reversível ibérico, “destaca-se pela soma das suas reservas totais”, segundo informação dada ao Observador por fonte oficial da elétrica espanhola.

O que torna maior a capacidade de armazenamento do complexo português é a bacia do Alto Tâmega que, apesar de não estar ligada ao sistema reversível, é considerado nestas contas. Sendo a maior das três bacia, a do Alto Tâmega funciona como albufeira de armazenamento que se evita usar porque a sua água não pode voltar a ser reaproveitada, assinala Luís Capinha. Este reservatório tem o sexto maior paredão de uma barragem em Portugal, 132 metros, numa lista que é liderada pelo Cabril no Zêzere.

Iberdola quer replicar Alto Tâmega na serra do Alvão, mas ainda não há luz verde

A Iberdrola quer replicar o modelo do Alto Tâmega a montante com a construção de uma nova albufeira também com bombagem.

A ideia é erguer um novo reservatório na serra do Alvão ligado hidraulicamente ao complexo de barragens explorado pela elétrica espanhola que não iria necessitar de utilizar água de nenhuma bacia. Iria sim receber a água já utilizada na exploração hidroelétrica, tirando partido de uma configuração que permite operar em regime reversível. Ou seja, aproveitaria a diferença de cota entre os dois corpos de água para bombagem e turbinagem, o que contribuiria para uma produção adicional de cerca de 2.500 a 3.000 GW/h.

Com uma potência de 1.320 MW distribuída por quatro turbinas (330 MW cada), o reservatório teria associado um circuito hidráulico com 5 km, quase todo subterrâneo, uma central caverna (simular à adotada na barragem de Gouvães) com uma tomada/restituição de água na albufeira do Alto Tâmega.

A elétrica espanhola destaca vantagens a nível operacional — melhor gestão da água armazenada e da produção de energia em períodos de maior procura —, a nível energético — acréscimo estimado de 2.500 a 3.000 GW/h por ano na produção do sistémico — e a nível ambiental, com a redução de emissões e contribuindo para a transição energética.

Mas este projeto previsto para a cumeada do Monte do Minhéu, na serra do Alvão (distrito de Vila Real), ainda está a dar os primeiros passos no que se antecipa ser mais um longo processo de avaliação ambiental cujo desfecho positivo não está garantido.

A proposta de definição de âmbito para a avaliação de impacte ambiental voltou para trás e o projeto de Ibedrola enfrenta forte oposição de outra empresa espanhola, a Acciona, que reclama ter já garantido ligações à rede para parques eólicos na mesma zona.

https://observador.pt/especiais/nova-barragem-ou-parques-eolicos-e-solares-eletricas-espanholas-disputam-o-minheu-na-serra-do-alvao/