A procura de gás natural em Portugal está em queda estrutural, sobretudo por causa do corte na produção de eletricidade nas centrais de ciclo combinado. No entanto, a queda da procura total de gás entre 2022 e 2024 recuou para níveis que só estavam previstos para a década de 2035, entre os 3 e os 3,5 mil milhões de metros cúbicos, diz a Agência Internacional de Energia (AIE). Foi a segunda maior queda na procura de gás entre os países membros desta organização.
Num relatório onde avalia a política energética portuguesa, o organismo refere que a queda sustentada da procura é necessária para cumprir as metas climáticas, mas implica ajustamentos operacionais nas rede de transporte e distribuição. E avisa que “uma baixa utilização irá também afetar a recuperação de custos e aumentar o custo por unidade de gás entregue ao consumidor”.
O impacto da redução do consumo já é aliás visível na evolução das tarifas de gás natural para o ano que começa em setembro. Ao propor um aumento de 6,3% nas tarifas, o regulador justifica-o com a manutenção da tendência de redução da procura de gás natural. “As tarifas de acesso às redes recuperam principalmente os proveitos permitidos para as atividades de operação das infraestruturas do sistema nacional de gás, em grande parte associados a custos fixos. Assim, uma diminuição da procura de gás nessas infraestruturas contribui para um aumento dos custos por unidade de gás natural consumida e uma variação no mesmo sentido das respetivas tarifas”.
Este quadro, avisa a AIE, é “particularmente relevante para o terminal de gás natural de Sines, que é atualmente a única porta de entrada de gás em Portugal. O Governo e a ERSE (Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos) devem rever os compromissos comerciais e contratuais atuais associados a Sines e assegurar que continuam compatíveis com o projetado declínio da procura de forma a que os custos de fornecimento e da segurança de abastecimento sejam minimizados”. Inaugurado no início do século, o terminal gerido pela REN é uma infraestrutura estratégica no abastecimento energético, tendo permitido diversificar a origem do gás recebido por Portugal que inicialmente tinha origem na Argélia.
A Agência Internacional de Energia assinala que o sistema de gás natural português, um investimento realizado sobretudo nos anos de 1990, foi concebido para uma procura estável por parte das centrais de ciclo combinado às quais estavam ligados os contratos a longo prazo de fornecimento de gás — como o da Nigéria. Mas com a queda acentuada de produção nestas unidades nos anos recentes, o sistema está a operar com um rendimento muito inferior. As centrais a gás estão a funcionar sobretudo para fornecer serviços ao sistema elétrico, de disponibilidade de aumento ou redução de injeção ou apoio ao controlo de tensão.
Paralelamente, cresce o número de indústrias com projetos de descarbonização do processo industrial, o que significa sobretudo substituir gás natural por eletricidade, e, em menor escala, por gases renováveis. Também no segmento residencial têm sido dados apoios públicos, nomeadamente via Fundo Ambiental, para os clientes substituírem equipamentos a gás por elétricos.
Em 2025, houve alguma retoma na procura, estimulada pela resposta do sistema elétrico ao apagão, mas a eletrificação dos edifícios e da indústria vai contribuir para uma nova redução do consumo de gás, diz a Agência Internacional de Energia. E estas tendências “colocam grandes desafios às redes de gás, nomeadamente o decréscimo do caudal de gás transportado, o aumento dos custos unitários, as pressões tarifárias e o risco de ativos irrecuperáveis”.
O problema é mais agudo quando estão em discussão novos investimentos na rede de gás. Como assinala o relatório, os operadores das redes de transporte — a REN — e distribuição — Floene, entre outros —fizeram propostas para expandir. A REN pediu aprovação para investir 225 milhões de euros para adotar o sistema à incorporação de 10% de hidrogénio verde para construir duas cavernas de armazenamento. A ERSE considerou que estes planos não eram compatíveis com o declínio da procura.
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A Agência Internacional de Energia aponta para exemplos internacionais na gestão do equilíbrios entre a necessidade de investir e a retração da procura. Por outro lado, a AIE reconhece que a integração do hidrogénio nas redes exige investimentos avultados em upgrade das infraestruturas e equipamentos industriais, além de novos requisitos regulatórios e de segurança, numa altura em que já há grandes desafios na expansão das energias renováveis e eletrificação dos consumos.
A AIE defende antes investimentos dirigidos e localizados em instalações que são grandes consumidoras de gás, dando como exemplo o projeto em curso para um eletrolisador na refinaria de Sines. Outra via apontada é o desenvolvimento da produção de biometano a partir de resíduos urbanos e de explorações agropecuárias, destacando o papel das políticas públicas na expansão deste mercado, em países como Dinamarca, França e Itália. Lançado em 2024, o plano de ação para o biometano só recentemente teve desenvolvimentos no sentido de se definir um modelo de remuneração para esta produção.
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No relatório já referido, a AIE conclui que, para assegurar que o gás desempenha o seu papel na transição energética, é preciso atualizar o regime remuneratório dos operadores de rede de gás, de forma a apoiar um modo de funcionamento da rede eficiente durante este período de contração do consumo, mas também efetuar um planeamento da desativação da rede. A AIE defende que neste esforço deve ser valorizada a experiência e competência dos profissionais que trabalham na operação de gás.