Carvão e água: um rasto negro de mistificação

O ex-director-geral da energia (ex-DGEG) e o actual (DGEG) envolveram-se numa apimentada controvérsia, muito relevante, tanto devido ao nível de conhecimento e de responsabilidade dos intervenientes, como pelas suas ligações ao poder político e económico.

De permeio houve colheradas de um jornalista alcandorado a especialista que elabora suportado em dados expressamente disponibilizados pelos mandantes.

É objectivo deste texto tentar contribuir para limpar alguma da fuligem acumulada, coisa que não é fácil devido à falta de água.

O ex-DGEG, defendeu, em síntese, num artigo publicado pelo Observador, que o encerramento das centrais a carvão do Pego e de Sines seria o factor central justificativo pelo qual «o sistema ficou claramente deficitário, sendo necessário recorrer à quase totalidade da potência disponível das centrais de ciclo combinado a gás natural, à importação de electricidade e finalmente à disponibilidade hídrica (água das barragens). Fica assim absolutamente perceptível o motivo pelo qual o nível de água nas barragens é bastante abaixo do normal. Há necessidade de produzir electricidade». Acrescentou que se trata de uma «situação para a qual diversos especialistas já tinham alertado, pois o encerramento precipitado das centrais a carvão (aproximadamente 2 GW) poderia tornar Portugal num país deficitário em termos de energia eléctrica».

Ou seja, o ex-DGEG diz que o drástico esvaziamento das albufeiras de alguns aproveitamentos hidroeléctricos estaria sobretudo relacionado, para além da óbvia menor pluviosidade, com a desactivação precoce das centrais termoeléctricas a carvão, o que teria obrigado, nos últimos quatro meses de 2021, a uma «relativamente elevada produção de energia hídrica».

«o ex-DGEG diz que o drástico esvaziamento das albufeiras de alguns aproveitamentos hidroeléctricos estaria sobretudo relacionado, para além da óbvia menor pluviosidade, com a desactivação precoce das centrais termoeléctricas a carvão»

Na sequência deste artigo o actual DGEG respondeu com uma peça onde afirmou que «o nível baixo de armazenamento das albufeiras tem uma relação directa com a fraca pluviosidade», acrescentando que «atribuir ao encerramento das centrais de carvão a responsabilidade pela falta de água nas albufeiras já é uma outra conversa, que terá de ser suportada em factos e dados concretos».

Embora não tivesse havido nenhuma referência a eventuais responsabilidades do Estado ou do governo, o DGEG entendeu que devia, ad initium, esclarecer que «afirmar que as centrais de carvão foram encerradas por ordem do Governo ou do Estado só pode indiciar ignorância ou malícia».

Compreende-se o zelo do alto funcionário porque se poderá admitir que existia, subentendida no artigo do ex-DGEG, uma crítica ao governo e à administração, até porque, de facto, diversos sectores técnicos e socioeconómicos já a tinham expressado de diversas formas.

O encerramento antecipado das centrais de carvão

Começando por aquilo que o DGEG considerou ser o princípio, ou seja, quem esteve na origem do encerramento antecipado das duas centrais termoeléctricas, há que analisar factos objectivos que lhe estiveram na origem, indo muito além da espuma das formalidades administrativas.

Aliás, sendo o processo administrativo tão limpinho, poderia ser um acto de salutar transparência publicar os diversos documentos, tanto o requerimento inicial da EDP, como os despachos, informações e respectivos termos da deliberação política. Já nem se pedindo a revelação de actas e notas de reuniões, ou registos quanto à correspondência trocada.

De um calendário de intenções e precauções...

No discurso da tomada de posse do XXII Governo Constitucional, realizada em 26 de Outubro de 2019, António Costa afirmou que «Hoje, estou em condições de anunciar que iremos mesmo antecipar o encerramento da Central Termoeléctrica do Pego para o final de 2021, e que a produção da Central de Sines cessará totalmente em Setembro de 2023, garantidas as condições de perfeita segurança de abastecimento, após a conclusão das barragens do Alto Tâmega e de uma nova linha de alta tensão que abastecera o Algarve, já planeada e prevista para meados de 2022, e que permite  iniciar o encerramento faseado de Sines».

«“Não temos nenhuma divergência sobre o encerramento das centrais nessa altura [referia-se, nesta altura, ao encerramento em 2030]. Mas a grande questão é, e até lá? Até lá, são indispensáveis”, acrescentando “A central de Sines está no top 3 ao nível de eficiência na Península Ibérica”»

Analisando os termos exactos da formulação utilizada pelo primeiro-ministro, poderão, hoje, extrair-se várias conclusões, entre as quais:

a) os encerramentos foram assumidos como actos político-administrativos de iniciativa governamental;

b) a data e as condicionantes relacionadas com a segurança de abastecimento derivadas do encerramento antecipado de Sines não foram cumpridas.

Entre muitos outros registos, escrevia-se, no Jornal Económico de 28 de Dezembro de 2019, citando-se uma fonte oficial da EDP, que, quanto a Sines, o governo já tinha apontado a data de 2023 para o seu encerramento, «mas a companhia diz que a central vai continuar a operar enquanto for rentável».

Nessa mesma peça jornalística registaram-se declarações de um administrador da EDP (Rui Teixeira), feitas a 19 de Dezembro de 2019 em conferência de imprensa, em que dizia, ainda quanto a Sines, que «Não estamos a anunciar o encerramento ou uma data de fim de vida. As centrais deverão continuar a funcionar até serem rentáveis», acrescentando «Já estamos a desenvolver trabalho em alternativas. Para que, quando chegue o momento, se perceba qual é a evolução dos activos».

No início de Novembro de 2019, segundo o jornal i, o próprio presidente executivo da EDP (António Mexia) mostrava-se preocupado e prudente com o encerramento da central de Sines, dizendo: «Não vou comentar nenhuma decisão sobre 2023». Aquele CEO dizia, então, que os «400 empregos da central são a questão essencial» e, por isso, «gostaríamos de arranjar solução para toda a gente. Agora, a central de Sines tem a vida que terá. Estamos preocupados e focados naquelas pessoas, tal como em todas as outras. As companhias só crescem à medida que vão criando oportunidades».

Tratava-se, portanto, de um administrador «preocupado» com as questões sociais que, já em Março de 2018, se pronunciava no Jornal de Negócios de uma forma esclarecedora: «Não temos nenhuma divergência sobre o encerramento das centrais nessa altura [referia-se, nesta altura, ao encerramento em 2030]. Mas a grande questão é, e até lá? Até lá, são indispensáveis», acrescentando «A central de Sines está no top 3 ao nível de eficiência na Península Ibérica».

O então líder da eléctrica clarificava: «As medidas introduzidas de progressiva taxação, vão levar ao encerramento antes do previsto». Referia-se à taxa do carvão, tendo um outro administrador presente (João Manso Neto) referido a esse propósito: «As centrais de carvão vão estar a pagar duas vezes o CO2, pagam nas licenças (de emissão de CO2), e depois pagam o adicional (a taxa sobre o carbono). É uma situação algo injusta», comentou aquele administrador e presidente da EDP Renováveis.

Uma nota intercalar para registar que, actualmente, a Taxa de Carvão está nos 23,921 €/ton eqCO2 (Portaria n.º 315/2021, de 23 de Dezembro) e o seu valor começou com 6,85 €/ton eqCO2 em 2015 (Portaria n.º 420-B/2015, de 31 de Dezembro). Quanto à evolução do custo das Licenças de Emissão (EUA-European Union Allowance), tem sido, também ela, exponencial. Com as normas do CELE-Comércio Europeu de Licenças de Emissão pretende-se fazer a regulação das emissões de gases com efeito de estufa (GEE). É um mecanismo que, na actual Fase III, vem evoluindo segundo critérios de «mercado de valores» a partir da plataforma Leipzig. Ou seja, trata-se de uma bolsa onde cada uma das cerca de 12 mil empresas participantes coloca ordens de compra porque «necessita» de aumentar as suas emissões, havendo, algures, empresas que podem vender. O preço médio destas licenças andava nos 6€/ton eqCO2 em 2017, passou, em 2019, para os 25€/ton eqCO2, e, em finais de 2021, chegou aos 65€/ton eqCO2.

«António Martins Costa, afirmou que a EDP tinha 2030 como horizonte para encerrar a central termoeléctrica de Sines: “A nossa central de Sines até 2030 vai ser encerrada”, acrescentando que seria necessário fazê-lo “com cautela” porque ela é o “garante da estabilização da rede eléctrica em todo o país, e nomeadamente na zona sul”»

Voltando à narrativa, referir que António Mexia assumiu, ao tempo, que haveria um «impacto negativo do fecho da central na economia e emprego da região», e, para que não restassem dúvidas, adicionava que surgiria também um «pequeno aumento do preço grossista da electricidade», já que a substituição seria feita através de «centrais mais caras e menos eficientes. As centrais a carvão em Espanha são menos eficientes que a nossa, o que colocará a segurança do abastecimento em Portugal».

Entretanto, durante o 11.º Encontro Anual da Associação Portuguesa das Empresas do Sector Eléctrico (ELECPOR), realizado em Novembro de 2019, o secretário de Estado da energia reiterava que «a data de 2023 é exactamente para garantir que só se prescindirá de Sines quando houver condições».

Recordar que, em Março de 2018, se ficava a saber que a EDP tinha voltado aos lucros acima dos mil milhões de euros (2017), o que não acontecia havia três anos, e isto, não obstante a «seca extrema» ocorrida nesse ano de 2017, que foi, então, considerado um dos quatro anos mais secos em Portugal desde 1931.

A EDP, nessa época em que o XXI governo atingia a sua velocidade de cruzeiro (baseado numa bancada do PS apoiada no parlamento pelos partidos à esquerda), chamava frequentemente à atenção para o «prejuízo» com a seca e com o factor «regulatório», estimando-o em cerca de 500 milhões de euros. Esclarecer que o citado factor regulatório era, mais exactamente, o custo com a tarifa social e com a CESE – Contribuição Extraordinária sobre o Sector Energético.

É em tal contexto que, em 16 de Julho de 2019, e também no Jornal Económico, o director da EDP para a Sustentabilidade, António Martins Costa, afirmou que a EDP tinha 2030 como horizonte para encerrar a central termoeléctrica de Sines: «A nossa central de Sines até 2030 vai ser encerrada», acrescentando que seria necessário fazê-lo «com cautela» porque ela é o «garante da estabilização da rede eléctrica em todo o país, e nomeadamente na zona sul». E, meridiano, adicionava: «mesmo que a empresa encerrasse a central a carvão mais cedo, era preciso ir comprar energia a Espanha, que para isso teria de aumentar a produção das suas centrais a carvão e logo aumentar a emissão de gases com efeito de estufa».

...à vertigem dos encerramentos

Mais palavras para quê? É um especialista português, director de sustentabilidade ao serviço da EDP, e, portanto, insuspeito quanto ao seu fervor descarbonizador!

Deve recordar-se que a EDP pediu, no verão de 2019, a renovação da Licença Ambiental da Central de Sines, com o objectivo de a ver renovada até final de 2029.

Entretanto, no início de Julho de 2020, o até aí presidente da EDP, António Mexia, e, também, o presidente da EDP Renováveis, João Manso Neto, foram suspensos, por decisão judicial, de todas as funções que desempenhavam na eléctrica. Em causa estava a suspeição de participação dos gestores no processo as designadas «rendas excessivas».

A EDP reagiu com prontidão, nomeando Miguel Stilwell (que era CFO da EDP) como CEO interino.

Numa situação de manifesta fragilidade, a EDP fez saber, de 13 para 14 de Julho, que pediu licença para antecipar o encerramento de Sines.

Quase simultaneamente, numa audição regimental na Assembleia da República, o ministro do ambiente informou que a DGEG teria seis meses para avaliar a «decisão da empresa». Mais esclarecia aquele responsável político que se tratava de uma «boa notícia» porque o encerramento «era o que o governo desejava», mas, que, no entanto, trazia «algumas inquietações», devido a questões da segurança de abastecimento.

Compreensivo, o governante trouxe mesmo à colação alguns factores que justificariam a decisão da empresa: o preço das licenças de emissão de dióxido de carbono, o fim progressivo da isenção do ISP, a taxa de carbono sobre o carvão, a descida do preço do gás natural, etc., acrescentando que o governo tinha, activamente, por via fiscal, desencorajado a produção a partir do carvão e que rejeitava «qualquer tipo de compensação à empresa, no caso de a central ter de continuar a operar».

A responsabilidade das decisões: vontade empresarial ou política governamental

Deixando de fora o caso do Pego, até porque a sua realidade objectiva é diferente, poder-se-á perguntar se o encerramento antecipado da central de Sines se deveu a uma decisão político-administrativa ou à vontade da empresa?

Da análise dos factos narrados – e muitos outros poderiam ser citados – a resposta adequada não pode deixar de ser: o encerramento antecipado deveu-se a um conjunto de decisões políticas a que a empresa se teve de acomodar do ponto de vista técnico-administrativo, e, tudo isto, face às consequências económicas determinadas pela avassaladora vontade expressa pelo governo de encerrar a central.

Coisa distinta será indagar sobre as razões de fundo que levaram a EDP e, diga-se, também a Petrogal/GALP no caso da refinaria de Matosinhos, a encerrarem unidades produtivas em que confiavam do ponto de vista técnico-económico, tanto quantitativa como qualitativamente, até poucos meses antes de inverterem, subitamente, as suas posições.

«o encerramento antecipado deveu-se a um conjunto de decisões políticas a que a empresa se teve de acomodar do ponto de vista técnico-administrativo, e, tudo isto, face às consequências económicas determinadas pela avassaladora vontade expressa pelo governo de encerrar a central»

Não é oportuno entrar em tais indagações, mas, no mínimo, referir que administrações executivas de empresas privadas de tal gabarito nunca se disponibilizariam para tamanhas piruetas se não tivessem a convicção de que adequadas remunerações de capital continuariam garantidas no futuro imediato. Caso contrário, os accionistas, sentindo perigar a valorização bolsista e a distribuição de dividendos, afastá-las-iam, até porque, de facto, nesta matéria não há lugar a almoços grátis, nem a gentis trocas de galhardetes.

Voltando, de passagem, ao caso da central termoeléctrica do Pego (carvão), que se sabia ir atingir o fim do período de vigência do seu Contrato de Aquisição de Energia (CAE) em Dezembro de 2021, a questão que causa perplexidade relaciona-se com a afirmação ministerial no sentido de que o ponto de injecção de electricidade na RESP-Rede Eléctrica de Serviço Público teria continuado nas mãos da empresa se os dois grupos accionistas tivessem convergido quanto à solução de continuidade. Mas, qual seria o perfil da solução e qual o seu suporte legal?

O ministro do Ambiente insiste em encarar a atribuição de licenças para injecção de electricidade na rede pública, ela própria uma concessão temporária, como uma coisa de que pode rapar do bolso, atribuindo-a perpetuamente (ver casos dos leilões fotovoltaicos).

O governo, muito em particular o Ministério do Ambiente e da Transição Energética, tem procurado lavar as mãos de tudo quanto seja difícil, desculpando-se sistematicamente com o argumento da responsabilidade privada, ou seja, refugiando-se na irresponsabilidade pública. Contudo, logo que pode, cavalga politicamente actos consumados para colher os méritos junto da opinião pública, principalmente nos casos em que pode aparecer como um salvador do planeta que colocaria o país no pódio civilizacional!

Perante tudo isto perceber-se-á melhor a missão de que o DGEG se incumbiu ao responder ao artigo do ex-DGEG.

Não fugir às questões de fundo

Há, porém, diversas questões de fundo por clarificar. Entre elas:

1) O sistema eléctrico ficou, ou não, energeticamente deficitário, em quantidade, com a saída precoce da Central de Sines, sendo necessário recorrer à quase totalidade da potência disponível das centrais de ciclo combinado a gás natural, à importação de electricidade e à produção intensa de hidroelectricidade?

2) O sistema eléctrico ficou, ou não, energeticamente deficitário ao nível da segurança de abastecimento de electricidade ao país, ou a partes significativas do seu território?

3) Qual era, nas circunstâncias características do período prévio ao encerramento, e qual seria o expectável nível de emissões de CO2 da central de Sines até 2023, tendo em conta o seu papel objectivo no sistema eléctrico português?

4) Qual é, afinal, o papel real do enorme aumento das potências intermitentes (eólica e fotovoltaica) instalado num elevado ritmo nos últimos quase vinte anos? Por que motivo estas produções renováveis não suprem as eventuais carências e instabilidades devidas às saídas das centrais a carvão?

5) Porque se esvaziaram, até níveis abaixo de qualquer razoabilidade compreensível, algumas albufeiras estratégicas não apenas em termos de energia (Alto Lindoso), mas, também, em termos de abastecimento público de água potável (Castelo de Bode)?

Não se podendo entrar em cuidada análise tecnicoeconómica, há que salientar que parece existir muita confusão em alguns dos discursos escritos e falados, entre potência e energia, entre energia activa e energia reactiva, entre volts (V) e frequência (Hz ou ciclos/s), entre produções garantidas (potência despachável) e produções intermitentes, e, finalmente, sobre o impacto real do débito expectável de dióxido de carbono no caso de Sines.

«mesmo no domínio das necessidades de electricidade, e tendo presente a crítica situação verificada em diversas albufeiras, a central de Sines poderia, se ainda estivesse operacional, ter um papel fundamental na salvaguarda da gestão da água»

A central de Sines, devido à precificação do carbono (mercado de aquisição de licenças de emissão de CO2) e à imposição de ónus fiscais complementares a nível interno (taxa de carbono), ambas as acções determinadas de forma voluntarista ao nível político com o argumento do combate às alterações climáticas, passou a ter «custos de produção» mais elevados que lhe foram rapidamente retirando competitividade desde 2018. Considerando os preços de mercado a que chegou o carvão em 2021 devido a uma conjuntura extraordinária já várias vezes caracterizada, os custos piorariam, embora, e apesar de tudo, poderiam ficar abaixo dos homólogos nas centrais de ciclo combinado (gás natural). Por algum motivo em Espanha se religaram centrais a carvão que também tinham sido antecipadamente retiradas.

Mas não só, porque mesmo no domínio das necessidades de electricidade, e tendo presente a crítica situação verificada em diversas albufeiras, a central de Sines poderia, se ainda estivesse operacional, ter um papel fundamental na salvaguarda da gestão da água.

Segurança de abastecimento eléctrico em risco

Para não estender mais o presente artigo, aborda-se agora uma questão essencial: a da segurança de abastecimento de electricidade ao país. Sobre isto dizer que, de facto, o governo a DGEG andaram mal, quando, embalados pelo seu próprio desejo político, anuíram à solicitação da EDP para desligar Sines.

Não seria necessário ir muito para lá das próprias afirmações do primeiro-ministro: «a produção da Central de Sines cessará totalmente em Setembro de 2023, garantidas as condições de perfeita segurança de abastecimento, após a conclusão das barragens do Alto Tâmega e de uma nova linha de alta tensão que abastecera o Algarve». Ora, em Janeiro de 2021, quando a central parou, nem as referidas barragens, nem a citada linha, estavam concluídas. Aliás, ainda hoje, em Fevereiro de 2022, continuam por concluir.

«terão que haver cortes nos consumos caso ocorram restrições de variado tipo (nos mecanismos de mercado, na capacidade de importação, na efectiva concretização de um conjunto de infra-estruturas e na normal disponibilidade de meios nacionais)»

Mas, além disso, importa remeter para o que foi sendo escrito em sucessivas versões de diversos documentos técnicos institucionais relacionados, entre outros aspectos, com a segurança do sistema. Referir, entre outros, o RMSA-E (Relatório de Monitorização da Segurança de Abastecimento do Sistema Eléctrico Nacional), nomeadamente na sua versão de 2019, e o PDIRT-E (Plano de investimento na Rede Nacional de Transporte de electricidade) em particular o referente ao período 2022-2031.

O RMSA-E é uma peça fundamental para avaliar, nos médio e longo prazos, as necessidades do SEN em termos de segurança de abastecimento. Nos termos da legislação em vigor o RMSA-E deve abranger os seguintes requisitos:

I) O equilíbrio entre a oferta e a procura, para um período de, pelo menos, cinco anos;

II) As perspectivas de segurança do fornecimento de electricidade, para um período de 5 a 15 anos a partir da data do relatório;

III) O nível de procura prevista e dos fornecimentos disponíveis;

IV) A capacidade suplementar prevista ou em construção;

V) A segurança, a qualidade e o nível de manutenção das redes e as medidas destinadas a fazer face aos picos de procura e às falhas de um ou mais produtores ou comercializadores;

VI) As intenções de investimento em capacidade de interligação transfronteiriça, pelo menos para os próximos cinco anos.

Aquilo que se pode ler na última versão do RMSA-E, já depois de muitas adaptações e arredondamentos feitos nas tramitações técnico-administrativas processuais, é que, mesmo na Trajectória Conservadora, quanto à vertente de Adequacy (que permite analisar a suficiência da capacidade para cobrir a procura horária de electricidade), se verifica que, em 2022, o ICP com probabilidade de excedência de 99% é inferior a 1, devido, essencialmente, às desclassificações das centrais térmicas de Sines e do Pego, realizadas em 2021, pelo que poderá ser necessária a aplicação de medidas mitigadoras para o cumprimento dos padrões de segurança de abastecimento. Ou seja, correm-se riscos pela razão citada.

E, mais clarifica o RMSA-E, esta situação (de risco) só será ultrapassada no futuro com a entrada em serviço em pleno dos novos aproveitamentos hidroeléctricos da bacia do Tâmega (Gouvães, Daivões e Alto Tâmega), que, explicita-se, dificilmente ocorrerá em data anterior a 2023. Por estas razões, no caso de que ocorram restrições nos mecanismos de mercado ou na capacidade de importação, a disponibilidade de meios nacionais é essencial para a garantia de abastecimento dos consumos.

Mais à frente refere o Relatório que, para fazer face à desclassificação das centrais a carvão de Sines e do Pego, estão previstos reforços que, «se forem atempadamente colocados em serviço», permitirão, entre outros objectivos, «ultrapassar potenciais dificuldades e restrições pontuais operação da rede». E, como exemplo, citam-se os reforços de rede incluidos no PDIRT-E 2021, já não contando com outras infraestruturas que, constando em PDIRT-E anteriores, como é o caso da linha de alta-tensão Ferreira do Alentejo-Tavira, não são integrados neste, mas, de facto, ainda não estão concretizadas.

Ou seja, na realidade, a desclassificação das centrais termoeléctricas, muito em particular a de Sines, determina a existência de debilidades que têm que ser «mitigadas», designadamente do lado da oferta através da «solicitação da activação de um programa de apoio ao Operador do Sistema espanhol», e do lado da procura, através da:

- Redução do consumo dos consumidores industriais elegíveis com os quais existam contratos de prestação desse serviço (interruptibilidade) ou mecanismo equivalente.

- De deslastres pontuais de consumos não prioritários, conforme previsto no protocolo entre os operadores das redes de transporte e de distribuição de electricidade, no caso de incumprimento das instruções referidas na medida anterior.

Traduzindo para uma linguagem comum: terão que haver cortes nos consumos caso ocorram restrições de variado tipo (nos mecanismos de mercado, na capacidade de importação, na efectiva concretização de um conjunto de infra-estruturas e na normal disponibilidade de meios nacionais). Isto é, ter-se-ão que fazer desligamentos rápidos e selectivos, para se evitarem apagões. O ORT e o ORD fizeram, aliás, vários contactos para assegurar que isso será possível junto de cerca de quarenta grandes consumidores, apesar de, entretanto, se ter posto fim à interruptibilidade.

Se tivéssemos tido um Janeiro frio, isto é, com as temperaturas normais para a época, o que teria acontecido, tanto mais que seria provável que grande parte de Espanha estaria sob as mesmas condições?

«Quem normaliza a crescente importação de electricidade (dependência), reduzindo-a a uma mera questão de jogo mercantil e de preços de oportunidade, que pensamento tem sobre soberania e segurança nacionais?»

De facto, falando de questões meteorológicas, pode dizer-se que se tivesse chovido as albufeiras estariam mais cheias. E, também, que se cá nevasse, fazia-se cá ski. Mas, será sério argumentar com a meteorologia para justificar a sobreexploração eléctrica da água acumulada, ou com o mercado para justificar a inacção da administração central?

Afinal, o ministro, que sempre se desculpa devido a uma suposta incapacidade de intervir nos negócios privados (como fez no caso da venda de seis aproveitamos à ENGIE), podia proibir que se continuasse a turbinar. Por que razão não o fez antes?

Terá sido um acto governamental responsável e prudente avançar com a decisão de, primeiro, pressionar e, depois, autorizar, a antecipação de encerramento de Sines?

O DGEG escreve, sentindo-se confortável, que «a única vantagem do carvão (na actualidade) se reduz à capacidade de colocar potência na rede para responder a desequilíbrios de oferta e procura, nomeadamente nas pontas do diagrama de carga», acrescentando que esta situação está neste momento a ser «compensada com importações de energia, enquanto as hídricas e as outras renováveis não conseguem responder». Mas, de facto, a mais liminar prudência aconselharia a que, pelo menos até 2023, dois grupos de Sines se mantivessem activos para se poder, em caso de necessidade, equilibrar a rede a sul e, por reflexo, no país. E é necessário dizer que este limitado funcionamento de Sines contribuiria muito pouco para as emissões de CO2, ao contrário das contas que faz a Zero que agita as emissões totais da central.

Quem normaliza a crescente importação de electricidade (dependência), reduzindo-a a uma mera questão de jogo mercantil e de preços de oportunidade, que pensamento tem sobre soberania e segurança nacionais?

E se isto não passa, como defendem os responsáveis governamentais socialistas com o DGEG a reboque, de uma questão de mercado, não será uma pura perda de tempo ter sido criado mais um partido liberal?

E é nesta situação de precária dependência da sorte, do tempo, do mercado, de Bruxelas e de Espanha, em que estamos metidos.