O risco da dependência de fontes renováveis

Uma característica essencial que uma fonte de energia tem de ter para poder estar na base do diagrama de cargas é a disponibilidade dado que armazenar energia eléctrica em grande escala é tecnica e/ou economicamente inviável. Como já tenho abordado as renováveis intermitentes não possuem essa característica e por isso não preenchem os requisitos para poderem ser fonte de energia de base. A ausência dessa característica também lhes retira competitividade económica apesar do slogan de que o vento e o sol são gratuitos.

A chuva também é de graça só que, tal como o sol e o vento, não se requisita quando é precisa. Só que a hídrica tem uma vantagem sobre todas as outras fontes de energia eléctrica. É tecnica e economicamente possível armazenar energia a partir de fonte hídrica, é para isso que servem as barragens. Essa enorme vantagem permite mitigar a intermitência da chuva e conferir a esta fonte a possibilidade de estar na base do diagrama de cargas. Contudo a capacidade de armazenamento das barragens não é ilimitado pelo que a fonte hídrica não deve ter uma parcela excessiva no mix produtor sob pena de haver incapacidade de satisfazer o consumo.

Recentemente, tivémos em Portugal um bom exemplo do limite da hidroeléctrica. Devido à pouca precipitação e vento no inverno 2011/2012 Portugal viu-se obrigado a importar mais energia eléctrica para satisfazer as necessidades. Em Portugal a fonte hídrica fornece cerca de 20% da energia eléctrica consumida. No Brasil onde essa fatia supera os 80% a escassez de chuva ganha contornos ainda mais importantes. 2012 foi um ano seco no Brasil e já se fala em racionamento no fornecimento de energia eléctrica durante esta época quente. O governo brasileiro diz que isso não vai acontecer, a consultora JP Morgan coloca essa probabilidade nos 10%. Os jornais discutem que só não acontecerá porque o abrandamento do crescimento económico verificado em 2012 está a aliviar a procura por energia eléctrica. Sinceramente, não sei se irá acontecer ou não, mas essa é uma possibilidade sempre presente num país que dependa excessivamente de água para produzir electricidade. Em 2001/2002 aconteceu mesmo.

A Nóruega com todos os seus fiordes é outro país que depende maioritariamente da água para produzir energia eléctrica mas este país escandinavo tem boas ligações eléctricas aos vizinhos, nomeadamente à Dinamarca, de onde importa energia eólica barata para repôr os níveis dos seus reservatórios. Um proveito muito interessante para os noruegueses e ruinoso para os dinamarqueses.

Comparação de emissão de poluentes entre fontes eléctricas

Ainda que se fale maioritariamente nele o dióxido de carbono (CO2) é o menor dos males produzido pelas diferentes fontes de energia em termos de poluentes atmosféricos. Bem pior são os efeitos de dióxido de enxofre (SO2) e óxidos de azoto (NOx) produzidos nas combustões. 

Por recorrer à combustão a produção elétrica através da queima de biomassa está longe de ser uma proposta ambientalmente vantajosa para produção de energia eléctrica. À semelhança da co-geração devem ser aproveitados os recursos florestais até porque a queima é habitualmente feita longe dos centros urbanos. Mas jamais criar uma indústria florestral exclusivamente centrada na produção de biomassa. Na minha opinião a energia eléctrica proveniente da biomassa e co-geração deviam ter prioridade máxima na distribuição.

Das fontes que não utilizam a combustão para gerar energia as eólica e fotovolticas são traídas pela baixa densidade que obriga ao fabrico de muito equipamento com consequências ambientais. Daí terem menos performance ambiental do que as fontes nuclear ou hidroelétrica.

Tudo pesado a hidroeléctrica é provavelmente a melhor fonte de energia eléctrica que existe mas tem as limitações de só ser possível em países com recursos hídricos. A energia nuclear polui pouco mais e não tem restrições geográficas e por isso deve ser a base da produção eléctrica em países preocupados com a sustentabilidade ambiental.

Recursos endógenos... quando os há!

Dizem os defensores das energias renováveis que as mesmas têm a virtude de promover a independência energética por explorarem recursos endógenos. Claro que sim, enquanto existirem recursos endógenos. Esse não é o caso de 2012. O ano começou solarengo. Ideal para quem está de férias, ou tem de trabalhar ao ar livre. Mas uma desgraça para a nossa balança energética. E claro, como existe de certa forma uma correlação entre chuva e vento desconfio que a produção eólica neste mês do mês também não esteja a ser entusiasmante.

Este bom tempo não vem nada a calhar para a causa renovável numa altura em que o governo está a estudar os apoios às várias fontes de energia. Esta demonstração da imprevisibilidade das fontes renováveis pode ser um dilúvio para a pretensão de quem pretende a manutenção das actuais regalias.

Fim do nuclear obriga a compromissos ambientais

Parque nacional de Nikko - Japão

É sabido, o Japão, que planeava aumentar a fatia nuclear de geração eléctrica dos 30% em 2010 para os 50% em 2030, está a rever essa política depois de 11 de Março. A vontade é apostar em fontes renováveis mas o Japão enfrenta grandes desafios para perseguir esse objectivo.

Sendo geograficamente um arquipélago o Japão não tem a possibilidade de equilibrar a flutuação de produção eólica com importação/exportação como fazem os países europeus que "brincam" às renováveis. E o Japão também não tem recursos hídricos para, através da bombagem, gerar energia de base renovável numa associação eólica/hídrica.


Mapa de parque nacionais do Japão

Resta-lhe aproveitar fontes renováveis passíveis de cumprir os requisitos de despachabilidade e armazenagem que enunciei aqui. Isso significa recorrer à geotermia e hidráulica. Porém, para estas ambicionarem substituir as centrais nucleares têm de ter a escala necessária. O Japão não é nem o Brasil (forte em hidroeléctrica) nem a Islândia (forte em geotérmica) pelo que o parlamento japonês se prepara para, em 2012, desregulamentar na protecção ambiental do país. Vai ser permitido fazer furações para geotermia em parque nacionais e aproveitar terrenos agrícolas para o mesmo fim. Vão ser agilizadas leis da água e dos rios para permitir a construção de novas barragens. E naturalmente, como estas fontes renováveis não estão todas próximas dos centros de consumo mais investimentos terão de ser feitos no acesso à rede. 

Mapa das maiores cidades do Japão

Os japoneses reclamam o fim da energia nuclear evocando razões ambientais mas estão dispostos a "aligeirar" leis de protecção ambiental para o fazerem. Contudo a produção renovável cobrirá apenas parte das necessidades pois o Japão não tem recursos para substituir toda a produção nuclear por renovável. O restante terá de ser obtido em centrais de gás natural ou carvão o que implicará reforços na capacidade dos portos e armazenamento de matérias-primas. Repare-se que esta central a gás natural vai ser construída na baía de Tóquio, junto do consumo e do abastecimento externo de combustível.

PNBEPH na TV

Já me referi ao Plano Nacional de Barragens de Elevado Potencial Hidroeléctrico (PNBEPH) aqui, aqui ou aqui. Num dos recentes episódios do programa televisivo Biosfera, Pinto de Sá e Joanaz de Melo, que foram dos primeiros portugueses a manifestarem-se contra a irracionalidade do plano, voltam a enunciar as razões dessa posição. O Prof. Pinto de Sá esclarece ainda no seu blog a necessidade de haver garantia de potência nas barragens, tal como acontece para as termoeléctricas, em virtude da imprevisibilidade da produção eólica.

Portugal não suporta um reactor nuclear? (2ª parte)

Depois de ter analisado os cenários de um mix de produção de energia eléctrica em Portugal em 2025 com três e duas centrais nucleares de 1.600 MW parece-me interessante conceber mais dois cenários, 1 reactor nuclear e 0 reactores e máximo de eólica. Antes de continuar parece-me útil esclarecer alguns pontos:

1. Graças à generosidade da remuneração, a co-geração que era suposto servir apenas para aproveitar calor gerado noutras actividades, tornou-se uma oportunidade de negócio para empresas que nem têm a geração eléctrica como core business. Assim a co-geração está sobredimensionada em Portugal, como denunciaram recentemente Delgado Domingos e Mira Amaral, e podia ser reduzida, o que facilitaria a integração de produção nuclear nos vários cenários.
2. Como não consigo saber qual o valor justo mantenho a produção dos últimos 12 meses.A eficiência da bombagem é, como até reconhece o PNBEPH, inferior aos 75% que tenho considerado. Admitindo 70% de eficiência o país, em 2025, terá capacidade de consumir 6.570 GWh/ano em bombagem, ou 2250 MW médios.
3. Para facilitar as contas tenho deixado de fora outras formas de produção eléctrica (solar, biomassa, RSU, mini-hídrica, etc). Não só porque geram quantidades pequenas de energia e por isso facilmente consumidas, mas também porque algumas (solar, mini-hídricas, microprodução) deviam perder os subsídios elevados que recebem e por isso o mais provável seria estarem extintas em 2025.
4. Na 1ª parte admiti que em 2025 não existe produção eléctrica com carvão e através de turbinas eólicas. Em 2025 o nosso parque produtor a carvão já estará velho a que se soma as penalizações ambientais, que espero, tornem economicamente obsoleta esta forma de produzir energia eléctrica. Se Portugal diminuir (ou acabar) com as tarifas feed-in para a eólica a adição de parques vai acabar. Como a longevidade de um parque é de cerca de 15/20 anos em 2025 já sobrará pouca potência eólica instalada.
5. Não acredito que em 2025 o consumo nacional seja igual ao de 2010. Não só porque me parece que obter 25% de eficiência energética como o governo pretende para 2020 é optimista como espero que a economia do país se desenvolva e cresça entre 2015 e 2025. Adiciono mais 5.000 GWh para bombagem o que dá um total de 57.200 GWh. Refiz as contas dos cenários 1 e 2.
6. O consumo mínimo de 4.500MW admitido exclui bombagem.

As condições enunciadas na 1ª parte mantêm-se.

Cenário 3 (1 reactor nuclear - 1.600 MW)
Somando os 1.600 MW aos 734 MW da co-geração a produção de base fica aquém do consumo. A bombagem não é necessária. 21% das necessidades de abastecimento do país (57.200 GWh/ano) são satisfeitas com nuclear. A co-geração vale 11%.  O potencial hidroeléctrico líquido (13.300 GWh/ano) cobre mais 23%. A maior fatia, 45% (25.553 GWh) poderá vir das centrais de ciclo combinado que funcionarão com uma produtividade bastante maior ou numa combinação gás natural/eólica/bombagem acreditando que a produção eólica é economicamente competitiva nessa altura e que a bombagem servirá para aproveitar importação barata da Europa.

Tendo em conta o tempo que leva a construir uma central nuclear e a situação política em Portugal, até este cenário em 2025 me parece mais um acto de fé do que uma forte probabilidade de ser concretizada, ainda que mais provável do que os cenários 1 ou 2.

Cenário 4 (sem produção nuclear, máxima prioridade à co-geração seguida da eólica; não recorrer à exportação por excesso de eólica)
A capacidade máxima de escoamento em vazio é de 6.750 MW (4.500 + 2.250). Descontando os 734 MW da co-geração isso permite o país esticar até um máximo teórico de 6.016 MW de potência eólica instalada sem obrigar à exportação. Este valor é inferior aos 6.800 MW constantes no PNAER português. Com uma produtividade de 25%, o parque eólico forneceria 23% (13.175 GWh) das necessidades do país, praticamente o valor que analisei aqui. A co-geração mais 11% e as barragens mais 31% (23% líquidos e 8% em resultado da bombagem). O gás natural teria de contribuir com os restantes 34%, o que faria da produção termoeléctrica a base do diagrama de cargas.

Conclusão
Tendo em conta os pressupostos que considerei para a construção destes quatro cenários o 4 (eólico) só permite importar menos gás natural (ou usar menos algarvio) do que com a instalação de uma central nuclear. Três centrais nucleares em 2025 iria sobredimensionar e encarecer o parque por obrigar a manutenção de CMECs. A existência de duas centrais nucleares seria o cenário mais racional, que garantia maior independência energética e o preço da electricidade mais baixo.

Se se mantiverem as actuais tarifas feed-in para as renováveis o cenário 4 é aquele que produzirá o preço mais elevado de electricidade, provavelmente o mais alto do mundo em 2025, dado que esse custo é ainda ampliado por se recorrer enormemente à bombagem com uma eficiência baixa. As consequências no preço de se associar eólica subsidiada e bombagem abordei aqui e Pinto de Sá detalhou melhor aqui.

Portugal não suporta um reactor nuclear? (1ª parte)

Construção de Olkiluoto 3 (Finlândia) - 1.600MW

A deambular pela net caiu-me esta apresentação powerpoint no colo. O documento de 31 slides é da autoria de Delgado Domingos, Prof. Cat. do IST, e serviu para uma exposição numa Conferência sobre Energia Nuclear promovida pelo Diário Económico em Abril de 2009. O Prof. Delgado Domingos tem denunciado as mentiras do aquecimento global antropogénico e ainda há pouco tempo criticou, com toda a razão, a calamidade a que se chegou em Portugal com uma co-geração principescamente remunerada. O Prof. Delgado Domingos é uma referência nacional em conhecimento sobre energia pelo que esta sua apresentação me parece, apesar de ter apenas frases-chave, merecedora de contra-argumentação. É uma demonstração cabal da resiliência da opção nuclear quando alguém com os recursos do Prof. Delgado Domingos tenta disputar esta verdadeira uphill battle contra a energia atómica. Nesta apresentação o Prof. Delgado Domingos pretende convencer que Portugal não tem consumo eléctrico que comporte um reactor nuclear de 1.600 MW.

1.600 MW corresponde aos mais potentes reactores nucleares que existem e Portugal podia optar por instalar um reactor mais comedido. Mas como na geração eléctrica a escala anda de mãos dadas com a eficiência defendo que o país devia fazer-se equipar com os maiores. Vou fazer as contas para três e dois reactores de 1.600 MW.

Condições para a construção de cenários 2025:

1. Considero que apenas a co-geração deve ter a primazia de acesso à rede por ser uma medida de eficiência energética e por ter de estar condicionada ao funcionamento das indústrias que a produzem. Todas as outras fontes de energia eléctrica em regime especial podem limitar a sua produção às horas de maior procura ou não têm razões que se sobreponham à hierarquia do preço. Admitindo produção constante, nos últimos 12 meses a co-geração valeu 6433 GWh (4.636 GWh fóssil + 1.797 renovável GWh) o que dá uma potência média de 734 MW.
2. Em 2020 o país vai ter uma capacidade de bombagem em barragens de 6.570 GWh (70% de eficiência). Se se admitir que a bombagem se vai efectuar nas oito horas de menos consumo a capacidade média de consumo nessas horas é de 2.250 MW.
3. Consumo mínimo em vazio de 4.500 MW + 2250 MW da bombagem.
4. Consumo anual estabilizado nos 52.200 GWh (valor 2010) + 5.000 GWh da bombagem.
5. Centrais termoeléctricas a carvão e parques eólicos atingiram fim de vida.

Cenário 1 - (3 reactores nucleares - 4.800MW)

Aos 4.800 MW nucleares adicionam-se os 529 MW prioritários da co-geração pelo que existe um excendente de (4800+734-4500) = -1034 MW, cerca de 40% da capacidade de bombagem das barragens. É um cenário perfeitamente realizável que não obriga a exportação a preço de saldo.
Num cenário de 3 reactores, 62% das necessidades de abastecimento do país (57.200 GWh/ano) ficariam satisfeitas com nuclear. A co-geração valeria 11% e a bombagem fornecia 4% (2.113 GWh) o que significa que as barragens sem bombagem conseguiriam quase satisfazer os 23% que sobram. O restante parque produtor seria praticamente redundante. Na prática isso não seria viável economicamente. 

Cenário 2 - (2 reactores nucleares - 3.200 MW)

Com 3.200 MW de geração nuclear mais 734 MW vindos da co-geração fica-se com um défice de (3.200+734-4.500) =  -566 MW que tinha de ser coberto com produção térmica, hídrica ou importação. A bombagem só seria necessária para consumir energia eólica excedentária ou energia importada em vazio.

Neste cenário 42% do consumo seria abastecido com nuclear, mais 11% de co-geração. Dos restantes 47%, 23% podiam vir das barragens (13.300 GWh/ano) e os restantes 24% das centrais de ciclo combinado. As necessidades estavam satisfeitas sem outras fontes. É um cenário viável técnica e economicamente.

Torres de arrefecimento

Portugal tem consumo para ter no seu parque produtor dois ou três reactores nucleares de 1.600 MW. Tendo em conta o parque existente em 2025 só no cenário 2 seria, eventualmente, necessária produção renovável em regime especial para complementar.

Ao contrário de um cenário de energia eólica de base de que não existe nenhum exemplo no planeta, a França (75% de nuclear), Suécia (40%), República Checa (30% agora e 60% em 2030) ou Finlândia (30% agora e 40% em 2025) são exemplos de que é possível ter uma forte componente nuclear na produção eléctrica num país.

O Prof. Delgado Domingos continua a esgrimir argumentos anti-nuclear sem nenhuma consistência:

Em cada 18 meses, o reactor tem de parar cerca de 30 dias, para reabastecimento em combustível e manutenção. Substituir a falta de 1600 MW de modo planeado ou forçado não é economicamente viável seja devido às interligações à rede espanhola /europeia seja à sobrecapacidade que exigiria à produção nacional.

É talvez o maior obstáculo técnico à presença de reactores nucleares em Portugal. Na minha opinião o surgimento de energia nuclear em Portugal deve ser concertada com a renovação e alargamento do parque nuclear espanhol. Que vai acontecer, mais tarde ou mais cedo, quando os espanhóis descerem à Terra e a um défice tarifário de €25.000M.

Espanha tem dimensão para ter 16 reactores de 1.600 MW. Com os nossos 3 daria um total de 19 na Península Ibérica. Mesmo com a paragem de um todos os meses existiria fornecimento ininterrupto, salvo avarias, de 18 reactores.

As interligações necessárias para uma produção com fontes renováveis equivalente a 18 reactores de 1.600MW exigiria muito mais investimento na rede.

O nuclear, devido à rigidez na produção (devida a factores tecnológicos estruturais) tem de ocupar a base do diagrama de cargas retirando espaço às energias renováveis mais competitivas e à cogeração.

Mesmo com três reactores nucleares em funcionamento no país mostrei acima que existe espaço para a co-geração e para um parque eólico de dimensão razoável. A restante produção renovável, por ser controlável, pode ser reservada para os períodos de maior procura de consumo.

Com o desmantelamento da metalomecânica pesada, Portugal perdeu o know-how e a capacidade de participação significativa em qualquer programa de construção duma central nuclear

Não existe em Portugal know-how e capacidade de participação significativa na construção de nenhuma forma de produção de energia eléctrica. À semelhança do que acontece nas barragens as empresas portuguesas podem participar na construção civil de uma central nuclear. Na parte técnica algumas empresas podem dar o seu contributo como vai fazer a EFACEC nas novas centrais norte-americanas.

Um grupo nuclear de 1600 MWe liberta no ambiente mais de 3200 MW sob a forma de calor, cerca do dobro de uma central a gás de

ciclo combinado e muito mais do que uma central a carvão. Nenhum dos rios suportaria com segurança o arrefecimento directo. Uma torre de refrigeração evapora o equivalente ao consumo de água de

Lisboa

Os principais centros de consumo de electricidade em Portugal estão no litoral. As centrais podem ser construídas na costa e arrefecidas com água do mar.


Encontrar argumentos consistentes contra a energia nuclear afigura-se difícil. Apesar de ter os seus inconvenientes é a forma mais sustentável de obter energia eléctrica controlável, barata e abundante.

Na segunda parte desta reflexão equaciono os cenários de 1 e de 0 reactores.

A hipocrisia anti-nuclear na Europa

Saldo exportador/importador electricidade alemã (Bundesnetzagentur)

A Agência Federal Alemã Bundesnetzagentur que actua no sector da electricidade produziu o gráfico do saldo de exportação/importação de electricidade alemã. A barra amarela assinala o dia em que Merkel deu ordem para desligar os oito (em 17) reactores nucleares mais antigos da rede. Imediatamente, como o gráfico tão bem ilustra, o país passou de exportador para importador de electricidade. Até aqui nada de novo dado que as centrais nucleares alemãs garantiam até Março cerca de 25% do consumo eléctrico alemão. Naturalmente que, se de um dia para o outro, o país se viu amputado da mais de 10% da sua capacidade de geração teriam de existir consequências.

Muito mais interessante é a forma como essa falta foi suprimida. Previsivelmente, a Alemanha teve de recorrer aos maiores exportadores europeus de electricidade. A Electricité de France (EDF), que tem compensado a falta de energia nuclear germânica com energia nuclear gaulesa. E a checa CEZ que vende aos alemães parte da electricidade produzida na central nuclear de Temelín a cerca de 100km da fronteira com a Alemanha. Também a Polónia tem ajudado a cobrir a falta de energia nuclear limpa alemã. Fá-lo com a electricidade produzida da forma mais venenosa que existe, a obtida com queima de carvão castanho ou linhito. Mas não só.

O jornal Der Spiegel, que tem dado bastante atenção a este tema do fim do nuclear na Alemanha, vem revelar que também os austríacos, deficitários em produção eléctrica e importadores de electricidade nuclear alemã até Março, querem explorar este filão que se abriu no seu vizinho.

Barragem nos Alpes Austríacos

Os Austríacos, à semelhança dos suíços, têm a sorte de parte dos Alpes estarem no seu país e dispõem de recursos hidroeléctricos que lhes garante a maior parte das suas necessidades de electricidade. Mas ao contrário dos Helvéticos, a Áustria é o país do mundo com maior fobia anti-nuclear. A ponto de ainda recentemente se terem manifestado e exigido que a partir de 2015 seja proibida importação de energia atómica, nomeadamente da vizinha República Checa. Como se fosse possível saber com exactidão a fonte de todos os kW que percorrem a rede.

Como a Áustria não tem excedente produtivo adquire energia nuclear a Temelín nas horas de vazio para depois vender aos alemães nas horas caras de pico fazendo uso da capacidade de bombagem das suas barragens.

Os alemães e os austríacos parecem ter esquecido a luta que vêm travando há mais dez anos para fechar a central nuclear de Temelín sob o pretexto da falta de segurança. Temelín começou a ser construída na década de 1980 e está equipada com tecnologia russa.

Modelo de negócio das turbinas reversíveis



Barragem do Alqueva



Se as novas barragens com capacidade de bombagem a construir em Portugal vão custar cerca de €5 mil milhões e não vão gerar electricidade apreciável a pergunta que se coloca naturalmente é, qual o seu modelo de negócio?

A viabilidade económica dos novos projectos está naturalmente na bombagem. As barragens vão turbinar a água da albufeira nas horas de pico e preço elevado e bombar a água de volta nas horas de vazio e preço mais reduzido. E o preço de revenda terá de ser necessariamente 1/3 superior ao da compra para compensar a perda de 1/4 no processo de bombagem. O modelo não parece ser difícil de concretizar.

A bombagem será feita, sobretudo, consumindo energia eólica e as turbinas têm o dom de produzir quando menos é preciso (Inverno e noites) e portanto a preço mais baixo. Os dias 6 e 8 de Janeiro deste ano são um bom exemplo. A maioria da exportação foi feita a preços inferiores a €10/MWh e a maior parte das importações custou acima de €40/MWh. Usando estes valores como referência pode-se dizer que a concessionária da barragem compra o MWh a €13,3 (10/0,75) e revende a €40.

Infelizmente, para os consumidores o custo não é proporcional. O MWh eólico comprado pela barragem para bombagem era pago, nos dias de hoje, a mais de €90 através de tarifas feed-in. No dia seguinte é colocado no mercado a €40. Quando chegasse ao consumidor o preço seria, no Inverno passado, de €120 (90-10+40).

A necessidade de consumir eólica em barragens

Turbina reversível Alqueva

Na semana passada deixei inequívoco que as novas barragens que vão ser construídas em Portugal durante a presente década servirão apenas para armazenar energia eólica excedentária em virtude do sobredimensionamento do parque nacional de aerogeradores. Mas nem era necessário, a memória descritiva do Plano Nacional de Barragens de Elevado Potencial Hidroeléctrico (PNBEPH) é bem explícita relativamente a essa necessidade (pág.12)

Se além dos equipamentos hidroeléctricos convencionais se recorrer igualmente à instalação de equipamentos reversíveis, tal possibilitará a sua intervenção quer quando a produção eólica é inferior à prevista quer quando ela é superior, utilizando-se nestes casos a energia eólica excedentária para bombar água para um reservatório superior, a qual será turbinada mais tarde quando as necessidades forem maiores e/ou a produção eólica for menor. Os aproveitamentos reversíveis operarão então como acumuladores de energia eólica.

que se reforça na página 15:

(...) o aumento da potência eólica instalada deverá ser complementado com um aumento da capacidade hidroeléctrica, nomeadamente na vertente reversível, a qual deverá compensar a acentuada irregularidade da produção eólica, possibilitando ainda a bombagem da energia excedentária disponível durante o período nocturno de dias ventosos.

e na página 18 desfazem-se as dúvidas sobre o desencadeador da construção das barragens:

(...) tendo em conta os 5700 MW eólicos previstos para 2010, seria conveniente dispor nessa ocasião de aproximadamente 1600 MW reversíveis, o que implicará uma aumento de aproximadamente 600 MW face à potência reversível actualmente disponível.

O documento é de Novembro de 2007. Hoje sabe-se que nem mesmo o irresponsável governo socialista conseguiu cumprir a meta de 5.700 MW de potência eólica instalada em 2010 tendo ficado cerca de 2.000 MW abaixo.  

No fim do meu post sobre o PNBEPH referi que a capacidade de bombagem instalada depois da conclusão de todas as barragens com equipamento reversível seria mais do dobro da necessidade portuguesa de bombagem num cenário de 25% de integração eólica na Península Ibérica. Este aparente exagero de instalação de turbinas reversíveis tem de ser devidamente enquadrado:

1. Admiti que metade da produção eólica é consumida imediatamente o que pode ser um valor optimista.

2. Portugal tem a sorte de muitos rios ibéricos desaguarem na nossa costa o que nos garante uma densidade de recursos hídricos superior ao de nuestro hermanos. Isso significa que num cenário de igual proporção de produção eólica no mix dos dois países Portugal terá maior peso na capacidade de bombagem, o que naturalmente nos é favorável.

3. Como admiti proporção na instalação de turbinas entre os dois países, significa que, quando se chegasse aos 25% de integração, Portugal pouco passaria dos 5.000 MW de potência eólica instalada.

Porém, o meu cenário é manifestamente conservador face aos objectivos que estiveram na base do lançamento do PNBEPH. O antigo governo socialista "sonhava" com 9.000 MW até 2020 como consta na página 11 da Estratégia Nacional para a Energia 2020 (ENE2020). Não acredito que alguma vez se venha a atingir o valor e até o documento é cauteloso:

(...) a atribuição desta potência dependerá de um conjunto de factores, designadamente, da evolução da procura de electricidade, da penetração dos veículos eléctricos, da capacidade de transferir consumos de períodos de ponta para períodos de vazio e também da viabilidade técnica e dos custos das tecnologias eólicas offshore, assim como dos impactos ambientais associados aos diferentes tipos de tecnologia.

Irá perdurar esta paisagem
na Península Ibérica?

O programa de governo que o PSD apresentou antes da legislativas levantou a intenção de racionalizar a subsidiação PRE mas de concreto, enquanto governo, ainda não se conhecem medidas.

Se o PNPEBH foi dimensionado para mais de 6.000 MW de potência eólica instalada o que acontecerá se essa quantidade de turbinas nunca chegar a existir? As novas barragens não vão produzir mais electricidade, a sua viabilidade económica depende da bombagem.

Prevê-se que em 2020 se abandone as tarifas feed-in para as renováveis na Península Ibérica. Com este pressuposto o que acontecerá ao parque eólico português na próxima década? Os parque eólicos duram em média 20 anos, cerca de 1/3 da longevidade de uma barragem. Qual a viabilidade económica das novas turbinas reversíveis se em 2030 a produção eólica na Península Ibérica já for residual? Irão exisitir contratos de garantia de potência de consumo para bombagem à semelhança do que acontece para as termoeléctricas de apoio à produção renovável?

Integração europeia de energia eólica

Consumo de electricidade EU27 (Eurostat)

Analisei recentemente o consumo e produção de eletricidade na Península Ibérica. E rotulei como um case study mundial de integração de eólica em larga escala. Neste faço a extrapolação do exemplo ibérico para a EU27. Para isso socorro-me dos últimos dados do Eurostat. 

Em 2010 consumiu-se na Península Ibérica 329.977 GWh de electricidade. Na EU27 o consumo foi de 3.115.403 GWh, ou seja, quase dez vezes mais. Naturalmente estamos a falar de outra escala no consumo mas também nos custos e nos desafios técnicos. A produção atingiu 3.115.808 GWh. Desta 54,5% veio de centrais termoeléctricas, 27,6% de centrais nucleares, 12,4% de barragens, 4,6% do vento, 0,7% de painéis solares e 0,2% de unidades geotérmicas. Cerca de 9% da produção andou a migrar mas o saldo final cifrou-se em apenas 2.215 GWh exportados. A bombagem consumiu 42.620 GWh ou 1,4% da produção.

Usando as estatísticas 2010 da European Wind Energy Association (EWEA) a potência instalada de eólica média na EU27 no ano passado foi de 79,631 GW dos quais 2,948 GW (3,7%) de turbinas offshore. De acordo com o Eurostat, toda esta capacidade produziu 143.638 GWh, ou seja, tiveram um factor de capacidade de 20%, bastante abaixo daquilo que se obteve na Península Ibérica. Naturalmente o documento da EWEA não menciona este importante valor. Na verdade, e como é tradição da EWEA, prefere-se comparar valores de capacidade instalada e não de energia gerada. A tentativa de cobrir a realidade vai ao ponto de que, quando se refere à produção eólica em 2010 na EU27, o relatório da EWEA menciona "the wind capacity installed by the end of 2010 would in a normal year produce 181 TWh of electricity".

Mix produtivo EU27 (Eurostat)



Na reflexão que fiz sobre o sector eléctrico dinamarquês terminei o texto a admitir que não mais de 20% da electricidade consumida na Europa poderá ter origem em turbinas eólicas. No entanto como se trata da extrapolação do caso ibérico e aí admiti 25% de integração vou fazer o mesmo exercício para a EU27. Com 25% de eólica mais 13% de hidroelétrica já existentes a Europa conseguiria atingir num, cenário destes, 38% de contributo renovável para a sua geração eléctrica o que seria assinalável. Contudo o aumento da produção eólica tem de ser acompanhado por aumento de bombagem nas barragens pelo que aumentar 20% de geração eólica na EU27 incrementa o contributo hidroeléctrico.

No caso ibérico admiti que ao subir-se para 25% de contributo eólico para o mix produtivo só metade dela era imediatamente consumida. Tenho pena de não ter dados concretos neste aspecto para corroborar a minha suposição e desde já agradeço se alguém me fornecer. Para o caso da Europa comunitária e dado que se trata de uma área maior admito que existe menos correlação de ventos nos vários países o que permitirá consumir de imediato 60% da produção eólica. Admito também que não existirá aumento de procura nos próximos anos ainda que esta estabilidade na procura me pareça muito pouco provável. A intensidade energética das economias mais desenvolvidas da Europa já é muito boa e será impossível obter grandes ganhos de eficiência. Vou também admitir que a existência de 25% de produção eólica numa super rede eléctrica europeia (requisito obrigatório para se atingir esta meta) não trará problemas técnicos ao seu funcionamento ainda que especialistas avisem que com uma integração de eólica nesta proporção é previsível a ocorrência de apagões.

Pode-se questionar porque é que eu apenas estou a admitir no cenário o contributo da energia eólica quando a solar e a geotérmica ainda têm tão pouca expressão. A solar e a geotérmica valem tão pouco do mix europeu porque a primeira não é economicamente rentável e a segunda é tecnicamente inviável.

A energia solar, apesar da sua baixa produtividade, permitiria contrabalançar eficazmente a eólica. Produz mais durante o dia e no Verão ao invés da eólica que gera mais à noite e no Inverno. Porém o custo da solar é cerca de quatro vezes superior ao da eólica e por isso proibitivo em larga escala.

A energia geotérmica só é possível ser industrialmente explorada em locais com actividade geotérmica a pouca profundidade. É esse o caso de “zonas novas” da crosta terrestre como a Islândia, Hawai ou Nova Zelândia. A Europa é, comparativamente, geologicamente mais antiga e tem uma actividade geotérmica muito mais estabilizada. Embora existam projectos, nomeadamente em França, de exploração geotérmica a grande profundidade ainda não foi conseguida viabilidade técnica.

Outra energia de que se fala, a obtida nas marés, também ainda não conseguiu mostrar capacidade de ser industrializada pelo que não pode ser considerada. A menos que existam surpresas, num futuro próximo, perseguir maior integração de energia renováveis no sector eléctrico significa eólica + hidro.

Se dos 3.115.808 GWh produzidos em 2010 na EU27, um quarto viessem de turbinas eólicas seria preciso, com um factor de capacidade de 25%, uma potência instalada de 360 GW, ou 435% da existente actualmente. Embora uma parte desta potência fosse instalada no mar, caso estivesse montada em terra, ocuparia 33.356 km2 ou cerca de um terço da superfície de Portugal (92.000 km2). Para obter este resultado usei uma densidade produtiva de 2,7 W/m2.

Produção eléctrica por fonte dos vários países europeus (Eurostat)

Se dos 788.952 GWh produzidos pelas turbinas 40% tivessem de ser armazenados a capacidade de bombagem europeia teria de aumentar 640% para 315.580 GWh (não conto com contributo dos carros eléctricos para esta armazenagem pois não se antevê massificação da sua venda na próxima década). Com uma eficiência de 0,75 na bombagem, 78.815 GWh seriam desperdiçados, ou seja, 10% de toda a geração eólica seria perdida. Fazendo outra comparação, toda a energia eléctrica produzida por Portugal em 16 meses seria deitada fora. Se toda a água bombada fosse turbinada para geração o peso hidroeléctrico no mix subia para 21%. O contributo renovável para a geração eléctrica europeia seria de 46%, mais 8% do que contabilizei no começo do post.

Muitos problemas práticos se colocariam num cenário destes a começar pela hipótese de a Europa não ter recursos hídricos para realizar tanta bombagem ou a exigência de se criar um mercado europeu de electricidade gerido centralmente. Outro que ocorre é a resistência dos europeus à construção das inúmeras linhas de alta tensão para canalizar a energia eólica para as barragens. Os recursos eólicos e hídricos europeus não estão uniformemente distribuídos pelo que alguns países (Reino Unido, Holanda, Dinamarca) seriam os fornecedores e outros (Áustria, Suécia e até Portugal) seriam os armazéns. A Noruega, com a sua elevada capacidade hídrica e eólica teria, forçosamente, de entrar neste mercado para o viabilizar. Os austríacos têm uma atitude NIMBY particularmente vincada pelo que a construção desta rede europeia de linhas de alta tensão teria muita contestação pública. O mercado teria de ser regulado centralmente e teria de haver compensações entre países. De outra forma os países fornecedores teriam preços de electricidade verdadeiramente proibitivos por financiarem a electricidade barata de países armazenadores.

Se o excesso de produção eólica fosse inteiramente exportado daria para cobrir o consumo anual da Turquia (200.000 GWh/ano) e do Egipto (109.000 GWh/ano) juntos. Naturalmente tal seria impossível dado que este abastecimento de electricidade não seria constante nem daria resposta à variação de procura destes países. A exportação também obrigaria, naturalmente, à construção de linhas de alta tensão até às fronteiras.

Em qualquer um dos cenários Portugal seria um dos países menos castigados. Produz eólica mas também consegue armazenar. Mas acima de tudo, como não é porta de exportação, as auto-estradas europeias de electricidade não passariam pelo nosso país.

Ainda que este post não desenvolva exaustivamente o cenário de 25% de eólica na geração eléctrica na EU27, fica uma ideia dos desafios técnicos (instalar turbinas, reforçar bombagem, criar uma super rede europeia de alta tensão), constrangimentos políticos (centralizar a gestão da produção e comercialização de electricidade) e sociais (resistência NIMBY). Não contabilizei custos, talvez o faça noutro post, mas é fácil antever que seriam enormes e, seguramente, um dos maiores entraves a esta solução.

Antevejo três possíveis desenvolvimentos para o sector eléctrico na EU27:

1.   Continuação da expansão eólica

Acreditando que os desafios técnicos são ultrapassados, que existe financiamento, que os europeus aceitam o impacto visual e ambiental de mais turbinas, barragens e postes de elevada tensão, a Europa consegue reduzir o impacto ambiental da sua geração eléctrica. Mas à custa de perda de competitividade económica face a uma Ásia que vai apostar fundamentalmente em combustíveis fósseis e nuclear.

2.   Solução mista termoeléctrica-eólica

Falha pelo menos um dos pressupostos (técnico, financeiro, político-social). Aumenta-se a integração de eólica mas sem que esta faça parte do fornecimento de electricidade de base que continua a ser garantida pelas centrais termoeléctricas. As metas ambientais não são atingidas mas também não há tanta degradação da competitividade exportadora dos países comunitários, uma vez que não se prevê subida acentuada do preço dos combustíveis fósseis na próxima década. Ao dia de hoje este parece-me ser o cenário mais plausível de acontecer.

3.   Aceitação da solução nuclear

A integração eólica não ultrapassa os actuais 5% do mix. A Europa aceita que a energia nuclear é a forma mais barata e eficaz de descarbonizar a sua economia. O impacto visual também é muito menor do que na solução renovável pelo que a aversão NIMBY é capaz de não ser maior nesta solução maioritariamente nuclear. Não é precisa tanta centralização do mercado nem exportação de electricidade dado que o controlo da produção pode ser mais facilmente feito nos países ou regiões.

Os números do Programa Nacional de Barragens

Antevisão Foz Tua (EDP)

O Público noticiou na segunda-feira que existe a possibilidade de a UNESCO baixar o grau de património da Humanidade da região ao Alto Douro Vinhateiro em virtude da construção na zona da barragem de Foz Tua. Não estou em posição de avaliar a veracidade deste ameaça mas quero analisar a oportunidade eléctrica da nova barragem. Pelos números de projecto da EDP, a concessionária da barragem, Foz Tua vai custar €300 milhões para produzir 275 GWh de energia eléctrica líquida (explicação mais à frente) anualmente. Ou seja, trabalhará com uma potência média de 31,39 MW.

A central a gás natural do Ribatejo que é uma Combined Cycle Gas Turbine (CCGT) com uma potência instalada de 1.200 MW (divida por 3 grupos) tem capacidade para gerar 9.000 GWh/ano. Caso lhe fosse permitido trabalhar à potência nominal e não a fazer ciclos para compensar eólica, como acontece actualmente, igualaria a produção anual de Foz Tua em apenas 11 dias. O custo estimado de construção da central foi de €600 milhões há cerca de 10 anos atrás. Naturalmente é necessário acrescentar o custo do gás na equação.

Um reactor nuclear Areva EPR de 1.650 MW produz, com um factor de capacidade de 85%, os mesmos 275 GWh de Foz Tua em 8 dias. Num ano produz 12.286 GWh. A disparidade é enorme.

Plano Nacional de Barragens
Mais interessante e útil é ver o filme completo. A barragem de Foz Tua faz parte do Plano Nacional de Barragens de Elevado Potencial Hidroeléctrico (PNBEPH) que é um programa de construção de barragens que vai dotar o país de novos equipamentos hidroeléctricos, uma parte deles reversíveis (com capacidade de bombagem). Em boa verdade, o intuito principal do plano é armazenar energia eólica de modo a permitir a continuação da instalação de potência no país.

CCGT do Ribatejo (3 x 400 MW)

De acordo com a EDP, quando estas novas barragens estiverem concluídas em 2018 todo o conjunto de barragens do país vai produzir 17.900 GWh/ano brutos. Mas energia bruta é energia resultante da turbinagem de água "nova" e água bombada. A energia líquida (livre de bombagem) vai ser de apenas 13.300 GWh/ano. Isto significa que a bombagem vai recolocar nas albufeiras um potencial de 4.600 GWh/ano, isto é, uma potência média de 525 MW. Porém, como a bombagem tem um rendimento de 0,75, para repor este potencial hidroeléctrico a bombagem vai consumir uma potência média 700MW de energia eólica. No processo vão perder-se 700-525 = 175 MW.

Em relação à produção nacional
A potência média líquida das barragens constantes no PNBEPH é inferior a 200 MW como soma aqui o Prof. Pinto de Sá. Este valor representa 3,3% das necessidades actuais (5.930 MW).

Tendo em conta a bombagem
Essa potência vai igualmente ser pouco superior ao consumo médio na bombagem. Efectivamente, a quantidade de energia eléctrica que as novas barragens vão fornecer depois de descontar o propósito da sua existência (armazenar energia eólica) é praticamente nula (200 - 175 = 25 MW em valores de potência).

Em relação a uma central nuclear
O segundo reactor Areva EPR a ser construído no mundo está a ser instalado na central francesa de Flamanville (o primeiro é na Finlândia). O custo estimado em 2005 foi de €3,3 mil milhões mas dificuldades na construção já colocaram o preço da obra em €6 mil milhões. De acordo com a Brave New Climate a construção de um reactor de nova tecnologia ou a construção de uma central nuclear num país sem know-how na tecnologia implica um agravamento dos custos de 50%. É de esperar que os futuros reactores Areva EPR sejam instalados por cerca de €4 mil milhões. No entanto, se acontecesse em Portugal, e uma vez que nunca tivémos uma unidade do género, é prudente admitir que a construção de uma central nuclear de 1.650 MW viesse a custar €7 mil milhões. O PNBEPH vai custar cerca de €5 mil milhões.

O PNBEPH vai dotar o país de uma potência hidroeléctrica que é cerca de 14,2% da potência média (1.400MW) de um reactor nuclear de 1.650MW. A potência média das novas barragens vai ser uma fracção de uma central nuclear por um preço não muito inferior.

A comparação acaba por não poder sair do plano teórico dado que Portugal não tem potencial hidroeléctrico inexplorado para igualar os 12.286 GWh/ano de um reactor Areva EPR.

Conclusão

Flamanville 3 (2º reactor Areva EPR)

O PNBEPH foi criado para dar corpo à expansão da energia eólica em Portugal. Quando estiver concluído o país vai ter uma capacidade anual de consumo em bombagem de 6.100 GWh (potência de 700MW) o que é mais do dobro da necessidade de armazenagem nacional (2,7 GWh) que admiti no cenário de 25% de eólica na Península Ibérica. Porém, o meu cenário fica aquém dos objectivos do país e talvez por isso este aparente sobredimensionamento. Esta bombagem será economicamente lesiva para os consumidores e contribuintes portugueses pois as barragens vão consumir em alturas de excesso de oferta (preços baixo) e turbinar em períodos de falta (preços altos). O restante terá de ser consumido por carros eléctricos ou exportado com desconto de preço evidentemente. As barragens sem bombagem a construir só servirão, praticamente, para compensar o desperdício na bombagem das que estiverem equipadas com turbinas reversíveis.

Se se tivesse optado na altura, por construir uma central nuclear de 1.650 MW em vez do PNBEPH, o país chegaria a 2018 com uma capacidade de geração eléctrica, relativamente ao consumo 2010, aumentada em 23% e não 3,3%. E não haveria desperdícios porque não há bombagem em centrais nucleares. Também não seria necessária porque se podia prescindir das turbinas eólicas que estão a mais. Ou acabar com a produção eléctrica a carvão. A independência energética era a mesma pois Portugal tem urânio (ainda que enriquecimento tivesse de ser feito no estrangeiro, provavelmente França). O impacto ambiental, social e turístico era menor porque não se ia construir a central em paisagem classificada.

Dilema down under

A Austrália está preocupada com os seus níveis de libertação para a atmosfera de gases de efeito de estufa (GEE). A ponto de alguns cientistas e ambientalistas terem sugerido matar todos os camelos existentes no território, cerca de 1 milhão, e com perspectivas de aumentarem por não terem predadores. Justificam a medida pelo facto de cada um deste animais produzir anualmente 45 kg de metano (que tem o efeito de estufa equivalente a 1 ton de CO2). Na minha opinião o extermínio faz sentido se servir para equilibrar a fauna nos habitats dado que o camelo não é uma espécie nativa. Do ponto de vista ambiental, o total de 1Mt CO2-e (equivalente) emitidos pelos camelos é negligenciável face aos 600Mt CO2-e produzidos anualmente (2009) pela Austrália. 

Mix eléctrico australiano

Mais significativa, pelo menos do ponto de vista económico, foi a medida proposta pela recente primeira-ministra australiana Julia Gillard de introduzir no país uma taxa sobre GEE durante três anos e daí em diante iniciar um emission trading scheme (ETS). Já se tinha tentado anteriormente introduzir um imposto deste tipo na Austrália, país em que a população se mostra sensível às questões ambientais e de tendência anti-nuclear. Curioso porém é o facto de que ao mesmo tempo que se sugere matar todos os camelos, a pecuária que contribuiu em 2009 com 54,7 Mt CO2-e fique isenta da taxa ambiental. Infelizmente não é a única contradição australiana em assuntos ambientais. Se a criação de animais influência a emissão de GEE a maior fatia de culpa cai sobre o sector eléctrico. Por mais retórica que exista em redor desta taxa de nada ela servirá se não se mudar profundamente o paradigma de geração de electricidade no continente australiano.

Emissão de gases de efeito de estufa por fonte

Este sector foi responsável por lançar na atmosfera 206,7Mt CO2-e, 1/3 da emissão do país. A causa encontra-se rapidamente, 75% da electricidade da Austrália é gerada pela queima de carvão, altamente poluente, mesmo se o carvão australiano é de muito boa qualidade. Na segunda imagem deste post é possível ver a comparação dos gases de efeito de estufa emitidos pelas várias fontes onde pontificam o carvão e o gás natural (que vale 15% do mix eléctrico australiano).

Esta preferência prende-se com o facto de a Austrália ter enormes reservas de carvão. Este mineral tão abundante no território constitui mesmo a sua maior fonte de exportação. E a Austrália também lidera o ranking de exportadores de carvão à frente da Indonésia. Esta riqueza tem a vantagem de proporcionar aos australianos um preço de electricidade muito competitivo mas o grande inconveniente, para o resto do Mundo, de a Austrália ser o maior emissor de GEE per capita do planeta. Existirão alternativas? Naturalmente que sim.

Carbon Capture and Storage (CCS)

A Austrália podia aumentar o peso do gás natural pois tem esse recurso no seu subsolo com reservas estimadas para 81 anos. Mas isso iria melhorar, não solucionar o problema. Outra hipótese seria equipar as centrais a carvão e gás natural com captura e armazenamento de CO2 (CCS). Porém essa é uma tecnologia não totalmente dominada. E mesmo dominada pode elevar para cerca do dobro o custo de produção da central termoeléctrica. Uma das razões para tal é que existe necessidade de comprimir o dióxido de carbono capturado antes de armazenar debaixo da terra. Esse processo pode consumir cerca de 25 a 40% da energia produzida numa central a carvão. Outro problema são os riscos de fugas do CO2 armazenado no subsolo. Reconheçamos, mesmo que a industrialização do CCS venha a ser uma realidade (e a preço competitivo) não é uma solução muito elegante. Se não queremos CO2 libertado é preferível não o emitir no processo de geração eléctrica. É essa uma das vantagens das energia renováveis e nuclear.

Solar fotovoltaica

Custo de produção de MWh por fonte

Não obstante o continente australiano ter boas condições de sol e baixa densidade populacional, duas condições essenciais para instalar parques solares fotovoltaicos de baixa densidade de produção eléctrica lá, como em todos os  países do planeta, a energia solar é ruinosamente cara. Só por isso inviável como solução de energia de base. Muito dificilmente os australianos aceitariam pagar pela electricidade que consomem quatro vezes mais do que actualmente (ver quadro ao lado). Nem é preciso referir que os painéis solares têm um factor de carga em países abundantes com sol de 20% pelo que seria impossível a Austrália prescindir de centrais termoeléctricas em favor do fotovoltaico.

Hidroeléctrica

Mix produtivo fontes renováveis

Como se pode ver no primeiro quadro deste post 5% da energia eléctrica australiana provém de barragens graças ao complexo Snowy Mountains Scheme que é a maior fonte de energia renovável no país (gráfico ao lado). No entanto este complexo é único num pais árido e sem recursos hídricos para perspectivar um crescimento significativo do peso das hidroeléctricas no mix produtivo. Até no Snowy Mountains Sheme se recorre à bombagem para aumentar a capacidade de produção no rio Tumut



Eólica

Distribuição de ventos (m/s)

À partida é a eólica a fonte renovável com um futuro mais promissor no continente australiano. A Austrália tem boas condições de vento na costa sul, Tasmânia e uma parte da costa nordeste com ventos acima de 7m/s. São ventos de qualidade que garante os seus parque eólicos em funcionamento um factor de capacidade de 35%, um valor muito bom face à média mundial de 25%. Como a maior parte dos australianos vive na costa é de prever que a massificação dos parques eólicos viesse a originar, pontualmente, conflitos nas concessões de terrenos. Seguramente o turismo australiano sairia afectado com a presença de tantas turbinas na proximidade de zonas balneares. Mas o grande problema da energia eólica não é esse.

Em 2009 a Austrália produziu 266 TWh de energia eléctrica, dos quais 90%, ou 240 TWh, a partir de combustíveis fósseis. Distribuindo igualmente pelo ano isso significa que, em média, as centrais termoeléctricas do país produziram 27,4 GW ininterruptamente. Se a mesma quantidade de electricidade viesse do vento a Austrália precisaria de 78GW de potência eólica instalada. Mesmo considerando a enorme área do país favorável à produção eólica, que cobre vários fusos horários, seria impossível conseguir um equilíbrio produtivo de forma a ultrapassar a intermitência na rede. A ideia europeia de uma super rede eléctrica poderá mitigar mas jamais permitir 90% de produção eólica. Seria inevitável, numa noite de muito vento, a rede eléctrica australiana ser chamada a absorver um excesso 51 GW. E de que forma o poderia fazer, exportar como faz Portugal para Espanha? Impossível pois a Austrália está rodeada por mar. Armazenar em barragens por meio de bombagem como é também objectivo luso? Não existem rios e lagos para viabilizar esta hipótese. Só resta aos Australianos desligarem os parques eólicos da rede quando estes produzirem a mais. O problema é que a grande vantagem ambiental das turbinas eólicas (não consumir combustível) é um grande entrave económico à sua massificação. Como a energia eólica não tem custos variáveis, desligar parques eólicos da rede em alturas de sobreprodução iria implicar uma queda considerável do factor de capacidade e um agravamento do preço do kWh.

Desligar da rede os parque eólicos nas alturas de produção em excesso teria como consequência uma insuficiência de energia armazenada para dispensar à rede nas alturas de produção eólica deficitária. Ao contrário dos países europeus com excesso de potência eólica instalada a Austrália não pode depender de uma "França nuclear". A Austrália tem de ser auto-suficiente dentro das suas fronteiras. Mesmo com uma potência eólica instalada de 78GW, teria de ter sempre centrais a gás natural de reserva para alimentarem a rede quando tal fosse preciso, como acontece em Portugal. Para além dos custos associados à diminuição da eficiência das centrais termoeléctricas por não operarem na sua potência nominal essa condicionante estragava os objectivos de abandono de combustíveis fósseis. Este exercício do caso australiano serve para mostrar algo que detalharei mais noutro post e que já comentei neste. A energia eólica não serve para produção de energia de base se não for combinada com mecanismos de escoamento do excesso (barragens) e compensação da falta (central gás natural).    
 
Por não ter capacidade de armazenagem de energia eólica em barragens a descarbonização da economia Australiana só será possível com a mudança da produção energética para uma fonte isenta de emissão de GEE, competitiva no preço face aos combustíveis fósseis e sem a intermitência da eólica, a energia nuclear. Enquanto isso não acontecer a taxa ambiental de Julia Gillard terá um impacto tão profundo quanto a erradicação dos camelos. A aversão dos australianos à energia nuclear não deixa antever novidades para breve.