O sistema elétrico português vai voltar a ter um mecanismo para pagar as centrais a gás natural que são reconhecidas como fundamentais para a segurança do abastecimento.

Portugal precisa de obter autorização prévia da Comissão Europeia porque estão em causa ajudas de Estado e vai justificar a sua necessidade em nome da segurança de abastecimento, explicou o secretário de Estado da Energia, Jean Barroca, na sessão de apresentação do relatório da Agência Internacional de Energia sobre Portugal que decorreu na semana passada.

Até 2020, existiu a garantia de potência que funcionava como uma espécie de seguro — pago pelos clientes de eletricidade – e que foi suspensa em 2020.  Agora está em causa um mecanismo de capacidade que tem de ser fundamentado com base em metodologia reconhecida pela União Europeia. O desenho desse mecanismo está a ser trabalhado pela ERSE, pela Direção-Geral de Energia e Geologia e pela REN no quadro da elaboração do relatório de monitorização da segurança do abastecimento para o setor elétrico de 2025, indicou ainda o secretário de Estado.

O objetivo é manter operacionais as centrais a gás natural, num contexto em que estas estão a produzir muito menos que no passado. Maior incorporação de energia de fonte renovável no sistema ibérico faz com que a eletricidade produzida pelas centrais a gás não seja competitiva a preços de mercado, o que compromete a sua viabilidade económica e pode levar os operadores a quererem desligar as centrais.

Apesar do encorajamento político dado ao fim do carvão em Portugal, foram sobretudo razões de competitividade que levaram a EDP a encerrar a central de Sines. O cenário pode repetir-se com o gás natural. Já na anterior versão de segurança do abastecimento se chamava a atenção para o problema, defendendo que “deveria ser equacionada a implementação de um mecanismo de pagamento por capacidade face ao papel crucial que estas centrais representam na segurança de abastecimento”.

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Por mais potência solar e eólica que seja instalada, a geração de fontes renováveis é instável e imprevisível. Muita da eletricidade verde consumida em Portugal é gerada nas centrais hidroelétricas cujo nível de produção pode cair muito em anos de seca. O facto de estarmos interligados a um único país, Espanha, cujo sistema elétrico também está exposto a estas variáveis, reforça a necessidade de manter as centrais a gás disponíveis mesmo quando não estão a produzir. Isso terá um custo para o sistema elétrico.

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A dimensão desse custo ainda não é conhecida, mas é intenção do Governo avançar com este mecanismo a partir de 2027, selecionando as unidades prestadoras do serviço através de um procedimento competitivo.

A garantia de potência para centrais elétricas em Portugal já existiu no passado em duas modalidades. A primeira entrou em vigor em 2011 e incorporava um incentivo ao investimento como prémio à construção das barragens que tinha sido lançada poucos anos antes. Este regime tinha custos mais elevados — mais de 60 milhões de euros em 2011 — e foi suspenso em 2012 durante o período da troika quando foi introduzido um primeiro corte às chamadas rendas de energia.

Manteve-se ainda um mecanismo de garantia de potência mais limitado que remunerava as centrais a gás natural, com custos mais reduzidos — abaixo dos 20 milhões de euros por ano —, e que foi revogado em 2020 por ser o resultado de um procedimento administrativo incompatível com as regras de concorrência do mercado interno europeu.

Desde então, houve fenómenos que perturbaram a estabilidade dos mercados europeus de energia — a invasão da Ucrânia pela Rússia com a consequente crise do gás (que em Portugal e Espanha coincidiu com um período de forte seca no qual se recorre mais a gás para gerar energia) e o apagão ibérico. Esses fatores contribuíram para que a Europa colocasse a segurança de abastecimento no centro da política para o setor. Ainda assim, o retomar de um mecanismo desta natureza tem de ser justificado junto da Comissão Europeia pelo país e implicou determinar, pela primeira vez, uma norma de fiabilidade para Portugal.

Limite de tempo sem energia por falta de capacidade fixado em 1,46 horas por ano

A norma de fiabilidade é um referencial construído a partir de dados económicos para o nível de segurança de abastecimento que é considerado adequado e eficiente para os consumidores portugueses. O LOLE (sigla inglesa para valor da energia não produzida) é a métrica que estima o número de horas por ano em que a capacidade de produção disponível não chega para satisfazer a procura.

Para Portugal, a norma de fiabilidade foi fixada em 1,46 horas por ano, um valor que representa o limite máximo aceitável de risco de interrupção do fornecimento de energia elétrica. A partir deste patamar é necessário adequar os recursos necessários do lado da produção para evitar que se ultrapasse esse valor, estando a dimensão dessa capacidade a ser avaliada. Poderá também haver contributo por parte da procura flexível, ou seja, grandes consumidores que estejam dispostos a serem desligados para equilibrar o sistema. Estas duas componentes terão de que ser remuneradas pelas tarifas de eletricidade.

O LOLE foi construído a partir de outros dois rácios: o VOLL, que estima o custo real da queda de fornecimento de energia, e o CONE, o preço a pagar para adicionar nova capacidade, ou novas centrais, para evitar essa interrupções.

Para apurar estes valores, a ERSE contratou duas empresas de consultoria. Uma delas fez um inquérito a mais de 500 consumidores, entre famílias, empresas e associações setoriais, para avaliar o preço que estão dispostos a pagar para evitar falhas no fornecimento. Este processo foi dificultado por muitas respostas em que os consumidores, sobretudo os domésticos, responderam zero. Ou seja, não consideram que deviam ser eles a pagar mais para evitar o risco de falhas no sistema. As empresas mostraram-se mais disponíveis para pagar. Este inquérito conduzido no ano passado, e ao qual foi retirado o efeito do apagão, chegou a um VoLL de 12.433 euros.

Foi mais fácil chegar ao CONE, tendo-se concluído que as centrais a gás natural são a tecnologia que apresenta um rácio de custo/eficiência mais favorável, desde que se recorra à extensão do tempo de exploração de unidades já construídas.

O estudo realizado para a ERSE, cujas conclusões estão disponíveis no site da Direção-Geral de Energia e Geologia, abrange todas as centrais a gás a operar em Portugal e presume que a vida útil destas unidades será prolongada pelo menos até 2030. Em causa estão duas centrais da EDP — Lares e a TER no Carregado — a central a gás do Pego explorada pela Endesa e a Tapada do Outeiro.

A Tapada do Outeiro, operada pela Turbogás, é neste momento a única central elétrica em Portugal que ainda tem um contrato com o gestor do sistema elétrico. Apesar do contrato de aquisição de energia original ter terminado em 2024, tem sido sucessivamente prorrogado, enquanto não é lançado um novo concurso público cujas condições e calendário ainda não foram anunciados.

O contrato desta central localizada em Gondomar inclui a prestação do serviço de arranque rápido (blackstart) que foi ativado após o apagão do ano passado para reenergizar a rede elétrica. Este contrato foi estendido pelo Governo até 2030. Recentemente, a ministra do Ambiente e Energia sinalizou a intenção de substituir a Tapada do Outeiro e Castelo de Bode na prestação deste serviço por centrais mais recentes, invocando, também, os custos avultados deste seguro. Segundo Maria da Graça Carvalho, a Tapada do Outeiro recebe cerca de 24 milhões de euros por ano por um conjunto de serviços ao sistema, onde se inclui o blackstart.

O custo dos serviços de sistema prestado em particular por centrais a gás, também conhecidos como custos regulatórios, teve um aumento exponencial no último ano, alimentado por fenómenos como o apagão e as tempestades que causaram severos estragos nas redes elétricas. Só nos primeiros três meses do ano, a EDP registou uma subida destes custos de 50 milhões de euros, que estão a ser passados para os clientes.

As centrais a gás estão a ser chamadas a prestar estes serviços de estabilização do sistema elétrico, como o controlo de tensão ou inércia, e são pagas por isso. O Governo quer substituir as unidades a gás por soluções mais económicas, nomeadamente por armazenamento em baterias e bombagem em barragens reversíveis. Estas tecnologias permitem dar apoio ao sistema para períodos curtos de tempo, mas não chegam para assegurar a segurança do abastecimento. É aqui que entram as centrais a gás, cujo papel é especialmente crítico em cenários de seca.

Manter centrais a gás no sistema elétrico ajuda a pagar as infraestruturas de gás

Apesar do foco ser a segurança de abastecimento na eletricidade, a disponibilidade das centrais a gás para produzir tem também um efeito positivo na viabilidade do sistema de gás. Isto porque implica que tenham contratos de abastecimento, pagando tarifas de acesso às infraestruturas de gás natural, como o gasoduto e o terminal de Sines. Este pagamento de tarifas também vai ajudar a manter a viabilidade económica destas infraestruturas num quadro de queda acentuada e contínua de gás natural. Este tema foi abordado na mais recente revisão anual da política energética portuguesa.

https://observador.pt/2026/05/08/consumo-de-gas-em-portugal-caiu-para-niveis-so-esperados-em-2035-e-isso-cria-um-problema-nos-precos-e-no-terminal-de-sines/

Desde que foi criado no final dos anos de 1990, a sustentabilidade do sistema de gás natural em Portugal está construída em cima do setor elétrico que chegou a ser responsável por 50% do consumo do gás que chegava. Mas com a expansão da energia renovável e a política climática que agrava o custo do uso de combustíveis fósseis com o mercado de carbono, o gás natural está a perder força no mix de produção.

Em 2022, ainda pesou mais de 30% no consumo nacional porque este foi um ano de seca que levou a suspender a produção hidroelétrica em várias barragens. A percentagem caiu para 19,1% em 2023, tendo voltado a cair para um mínimo de 9,3% no ano seguinte.

Em 2025, o quadro de quedas inverteu-se com o gás natural a representar 14,2% da eletricidade consumida em Portugal, uma situação que é explicada pela gestão mais reforçada da rede elétrica na sequência do apagão verificado em abril desse ano. Os dados da REN para os primeiros quatro meses do ano indicam que o peso do gás natural até subiu um pouco, para 15%, apesar do elevado nível de pluviosidade que fez subir a produção hidroelétrica.

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