Até 2021 vão nascer em Portugal 31 novas centrais solares fotovoltaicas, num total de mais de mil megawatts (MW) de licenças que o governo já aprovou em regime de mercado, ou seja, sem direito a tarifas subsidiadas. Nacionais e internacionais, não faltam interessados para os quase 800 milhões de euros de investimento potencial nas novas centrais, que se concentram sobretudo no Algarve e no Alentejo. Mas há mais, e em cima da mesa do secretário de Estado da Energia estão já novos projetos à espera de serem assinados. Na Direção-Geral de Energia e Geologia (DGEG), os pedidos de licenciamento também se acumulam, ultrapassando já os 2000 MW de potência instalada que estão na calha para avançar.

Todos querem apostar e lucrar com o sol português, naquela que é já considerada como a terceira vaga das energias renováveis em Portugal, depois das centrais hídricas e dos parques eólicos que mudaram a paisagem de norte a sul. “Até 2021 vamos conseguir triplicar a capacidade solar em Portugal”, dos atuais 572 MW para perto dos 1600 MW, garantiu Jorge Seguro Sanches, secretário de Estado da Energia, ao Dinheiro Vivo. “Há uma segunda vaga de projetos solares para 2024-2025. O governo pondera antecipar esses investimentos com a aprovação do novo plano de investimentos da REN”, que esteve em consulta pública na Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos e que prevê um valor de 50 a 70 milhões de euros só para a extensão da rede.

Se assim for, esta poderá ser a primeira vez que um plano de investimentos da REN é aprovado pelo governo, “dando um sinal muito claro de que há condições para mais projetos de energia solar”.

Mas as opiniões estão divididas. “Não faz sentido investir em novas centrais renováveis se não há ligações à rede. Temos de desenvolver a rede para integrar estas novas fontes”, disse João Faria Conceição, administrador executivo da REN na apresentação do plano estratégico da empresa.

Um dos grandes investimentos será então numa linha de muito alta tensão entre Ferreira do Alentejo, Ourique e Tavira, a construir entre 2024 e 2026, que custará 58 milhões de euros. “Precisamos dessa linha não só por causa do solar mas também pela interligação elétrica com Marrocos”, sublinhou Seguro Sanches.

Mas para já, no terreno, “de construção há ainda muito pouca coisa” a acontecer, alerta António Sá da Costa, presidente da Associação Portuguesa de Energia Renováveis (APREN). Com apenas duas centrais solares já construídas no novo modelo, sem tarifas subsidiadas, e a produzir eletricidade para a rede (uma em Estremoz, da Infraventus, e outra em Ourique, com 46 MW, da Morning Chapter, uma parceria entre os grupos Solaer e Prosolia Energy), para 2018 está prevista a entrada em funcionamento de apenas mais uma central, no distrito de Beja. Em 2019, estreiam mais sete, outras tantas em 2020, e a grande parte (16) em 2021.

Todos estes projetos pagaram cauções (2% do montante total de investimento) na DGEG, uma das formas de garantir que a intenção de investimento é firme, explica Seguro Sanches. Aprovada a licença, os promotores têm um prazo de dois anos para os trabalhos de construção, com possibilidade de extensão de mais um ano, caso o atraso não seja da sua responsabilidade.

Foi o que aconteceu com a megacentral solar de Alcoutim – Solara 4 -, com 221 MW de potência instalada e um investimento de 200 milhões de euros por parte de um consórcio internacional sino-irlandês. O maior parque fotovoltaico de sempre a nascer em Portugal ficou adiado para o final de março de 2019. Em causa estão dois subprojetos, um deles a cargo da REN, que precisam de mais tempo para a sua conclusão.

“A central fotovoltaica inclui a construção da subestação elétrica, adjudicada à Siemens Portugal, e a ampliação da subestação de Tavira por parte da REN”, explicou Hugo Paz, diretor de projeto da irlandesa WElink Group, em declarações ao Dinheiro Vivo.

Até ao final de outubro de 2018 a central já estará, no entanto, ligada à rede da REN. Mas é caso raro, na opinião de Sá da Costa. “Segundo os comunicados da DGEG, há 4000 MW de pedidos para centrais solares, mas só 10% de potência de ligação disponível. Há vontade de investir. Não há é capacidade da rede, nem pontos de ligação para os pedidos que existem.”

As críticas não ficam por aqui e a APREN diz que hoje há “muito menos” investimento em renováveis em Portugal. “No auge – entre 2006 e 2009 – estávamos a construir perto de 500 MW a 600 MW por ano. No ano passado, fizemos para aí 50 ou 60 MW – um décimo.”

As estatísticas oficiais da DGEG mostram que em 2017 foram adicionados 384 MW de nova capacidade instalada para produzir eletricidade a partir de fontes renováveis, dos quais 261 MW em energia hídrica (barragens), 100 MW em solar fotovoltaica e 16 MW em biomassa. Já em relação à energia eólica, os 5313 MW existentes (todos com tarifas feed in) mantiveram-se estáveis, sem novas centrais a nascer no país.

Sá da Costa não atribui, no entanto, esta realidade ao fim de novos projetos com tarifas subsidiadas nas renováveis (que todos os anos custam aos bolsos dos consumidores 1,2 mil milhões de euros e só terminarão em 2036), mas sim à falta de pontos de ligação à rede elétrica.

O governo reconhece a lacuna. “A grande dificuldade no desenvolvimento destes parques solares é a capacidade de ter uma rede disponível para que se possam ligar”, tinha já admitido Seguro Sanches.

Por ser impossível ligar todas as centrais aos mesmos sítios na rede, o governo optou por fazer um sorteio (o primeiro e único até agora), que se realizou a 6 de abril. “É uma forma mais transparente de resolver a questão”, diz o secretário de Estado. Depois do leilão, revela, “os pontos foram todos atribuídos, mas houve alguns promotores que não ficaram com capacidade de ligação à rede”, estando agora em “lista de espera”.

“O problema é a rede. Não há ligações suficientes nas zonas com maior exposição solar. Mas ponderamos fazer mais investimento na rede elétrica no sul do país para entrar com estes projetos solares”, explica o governante, garantindo que “há produtores que estão disponíveis para comparticipar nos custos da rede. O paradigma mudou. Há dois anos todos queriam tarifas subsidiadas”. Dos megawatts de energia solar instalados, a esmagadora maioria ainda é com tarifa subsidiada, a uma média que ronda os 300 euros por megawatt. “Estas que vão entrar agora já são ao preço do mercado, à volta dos 50 euros.”

“Na minha ótica, não é o mais apropriado. Atenção, que não estou a dizer que tem de haver tarifas bonificadas. Mas o que se está a propor é que os operadores vão ao mercado diário, e assim não conseguem obter financiamento”, diz, pelo contrário, Sá da Costa, optando pelo modelo de “contratos por diferença” a longo prazo, em leilões de energia renovável.

Do lado das empresas que estão a investir no solar, há também uma palavra a dizer: querem continuar a investir em Portugal mas estão claramente preocupadas com a ligação à rede. A Expoentfokus, por exemplo, tem neste momento seis projetos já aprovados e um investimento que ronda os 150 milhões de euros. “Se a rede de distribuição não puder acomodar a energia produzida pela novas centrais, vai ser um problema”, disse ao Dinheiro Vivo Francisco Ribeiro, responsável da empresa em Portugal.

Também a Hyperion, com sete centrais fotovoltaicas com licença de produção atribuída pela DGEG e investimentos de 150 milhões de euros, diz que a ligação à rede da REN “é um desafio a trabalhar para resolver a tempo”. No terreno, a empresa tem já em andamento a construção de um projeto em Évora (25 MW) e até ao fim do ano iniciará mais três projetos, garante a diretora-geral, Aytea Álvarez-Amandi, alertando. “Com o limite de capacidade de receção na rede elétrica portuguesa, e a forte concorrência pela pouca capacidade remanescente, no sul do país, acreditamos que muito em breve a procura se retraia e o desenvolvimento do solar abrande ou estagne.”

Para o projeto de Évora, a Hyperion recebeu um empréstimo bancário do BPI, muito por conta do contrato já celebrado com a Axpo para a compra de energia. “Os bancos não estão prontos para assumir um risco de mercado e só financiam projetos não subsidiados se houver uma cobertura do preço da eletricidade a longo prazo, os chamados PPA, com entidades sólidas financeiramente e com preços de compra de eletricidade que viabilizem os projetos.”