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solar flutuante – qual o caminho?
Miguel Santos e Gonçalo Martins
APREN – Associação Portuguesa de Energias Renováveis Tel.: +351 213 151 621 comunicacao@apren.pt www.apren.pt
Portugal é um dos mercados mais promissores para o desenvolvimento da energia solar fotovoltaica (PV) a nível europeu. Para isso muito contribui a sua localização no que toca a irradiação solar, e a visão estratégica incluída no Plano Nacional de Energia e Clima para 2030 (PNEC 2030), no qual se perspetiva, para 2030, 9 GW de capacidade fotovoltaica instalada. A tipologia de instalação da tecnologia PV mais comum é ao nível da superfície do solo, mas existem alternativas com excelentes perspetivas futuras. É o caso das centrais fotovoltaicas em superfícies de água, nomeadamente lagos ou albufeiras de barragens. A implementação desta tecnologia tem vantagem face às centrais de larga escala que ocupam áreas de grande dimensão, contribuindo para a conservação da biodiversidade e não ocupação de solos que podem ter utilidade para outros usos. Apesar de tudo, verificam-se ainda alguns desafios e restrições, a começar pela necessidade de reduzir o custo de produção de eletricidade desta tecnologia, que ainda apresenta um LCOE superior às instalações de PV centralizadas convencionais, necessitando que sejam criadas economias de escala. Para além disso, a localização em ambiente aquático pode levar à corrosão dos módulos e estruturas, bem como à fadiga de alguns materiais, o que pode reduzir o tempo de vida do sistema e aumentar os custos de O&M. Em termos de implementação nacional, em novembro de 2021 foi lançado o terceiro leilão de capacidade solar, com especificidade de ser exclusivo a centrais solares flutuantes, tendo ficado definidas as seguintes albufeiras: Alqueva (200 MW, Évora), Castelo de Bode (50 MW, Santarém), Alto Rabagão (41,7 MW, Vila Real), Cabril (33,3 MW, Castelo Branco e Leiria), Vilar Tabuaço (16,7 MW, Viseu), Paradela (12,5 MW, Vila Real) e Salamonde (8,3 MW, Braga), num total de 362,5 MW. É importante ter em conta que, neste procedimento de leilão, apesar da utilização do mesmo ponto de ligação a capacidade de injeção corresponde à “capacidade de receção disponível” definida no procedimento do concurso sem qualquer limitação. O único critério de seleção foi, novamente, o preço, vencendo o candidato que apresentasse a oferta economicamente mais vantajosa para o Sistema Elétrico Nacional, que é determinada pela avaliação das contribuições oferecidas pelos concorrentes, num dos modelos de remuneração previstos.
Neste sentido, a APREN reforça a necessidade de existirem outros critérios para além do preço, seguindo a sugestão das EU State Aid Guidelines, tais como critérios de sustentabilidade e de pegada de carbono e benefícios para os projetos que tenham impacto positivo na criação de cadeia de valor para o desenvolvimento económico do País. Importa referir que, para 2020, estava previsto, no PNEC, uma capacidade de PV de 2 GW, o que acabou por não ser alcançado tal como em 2021, mesmo com a entrada da maior central a nível Nacional (219 MW) e como vários projetos na fila de licenciamento. Assim, é necessária a criação de mecanismos que garantam estabilidade aos investidores para apostar no desenvolvimento de projetos. Porém, o grande desafio a curto prazo é a otimização do licenciamento para assegurar o aumento da incorporação renovável e o cumprimento das metas para as quais Portugal se propôs até 2030. 6