Depois das críticas do regulador da energia aos custos para os consumidores com a ligação à rede do parque eólico que a EDP vai construir ao largo de Viana do Castelo (através do consórcio Windplus), a empresa tem estado a discutir alternativas com a Secretaria de Estado da Energia que permitam desbloquear o investimento, confirmou ao PÚBLICO o presidente da EDP Renováveis, João Manso Neto.

Depois das críticas do regulador da energia aos custos para os consumidores com a ligação à rede do parque eólico que a EDP vai construir ao largo de Viana do Castelo (através do consórcio Windplus), a empresa tem estado a discutir alternativas com a Secretaria de Estado da Energia que permitam desbloquear o investimento, confirmou ao PÚBLICO o presidente da EDP Renováveis, João Manso Neto.

A construção do parque eólico de 25 megawatts (MW) com três aerogeradores (de 8,3 MW), assentes em plataformas flutuantes, será já a segunda fase do Windfloat Atlantic, um projecto iniciado em 2011, que até 2014 testou a tecnologia num protótipo de 2 MW ao largo da Póvoa de Varzim. Inicialmente liderado pela EDP e pela Repsol, o consórcio conta desde este ano com a Engie, a Mitsubishi e a Chiyoda como accionistas.

A ligação deste parque eólico offshore à rede por um cabo submarino que permita escoar a energia produzida foi um dos projectos que a REN (seguindo um despacho do anterior Governo) incluiu no último plano de investimentos na rede de transporte eléctrico, o PDIRTE. Contudo, foi também dos que mereceu mais reservas, quer da Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (ERSE), quer de entidades consultadas, como a Autoridade da Concorrência, a Deco e a CIP. Em boa medida pelo facto de ser um projecto pré-comercial (cuja viabilidade financeira e económica vai ser testada), com uma tarifa de produção subsidiada (100 euros por MW/h), apoios de Bruxelas e do Estado português. E que, ainda assim, implica investimentos de ligação superiores a 100 milhões de euros que recaem sobre as tarifas de electricidade.

Metade do encargo (48 milhões) estava prevista para 2017, mas “o que se está a fazer em conjunto com o operador de rede [a REN] é tentar encontrar uma forma de tornar a primeira fase mais barata”, explicou Manso Neto. São “conversas técnicas, sem qualquer tipo de dramatismo”, assegurou o gestor, frisando que a EDP tem “os parceiros certos” para que este projecto consiga desenvolver “uma tecnologia de base nacional com possibilidade de exportação” e criação de emprego.

Embora o PDIRTE tenha recebido parecer global negativo da ERSE, a decisão final cabe ao Governo, que poderá fazer uma apreciação projecto a projecto. Sem querer adiantar detalhes sobre o Windfloat, o secretário de Estado da Energia, Jorge Seguro Sanches, disse ao PÚBLICO que “o Governo está a ser muito rigoroso na apreciação de todos os planos de investimento”.

O parque offshore tem um custo estimado de 115 milhões de euros. Os promotores candidataram-se a um financiamento do BEI e contam já com um subsídio europeu de 30 milhões (ao abrigo do programa NER300) e outro de 19 milhões do Fundo Português de Carbono. Deste, o Windfloat recebeu, no ano passado, um milhão de euros de incentivos ao investimento, revelou ao PÚBLICO a Agência Portuguesa do Ambiente (APA), que gere o fundo. Segundo a APA, os “ajustes na calendarização” do projecto prevêem que o parque entre “em operação a 31 de Dezembro de 2018, sendo expectável que o apoio se venha a prolongar até final de 2023”. Manso Neto disse esperar que a decisão final de investimento chegue em 2017 e que o parque entre em operação em 2019.

A primeira fase do investimento planeado pela REN passa pela construção de um cabo submarino em cuja extremidade (tipo hub) se irão ligar os cabos submarinos de cada central, estes sim, financiados pelo Windplus. A ERSE, além de questionar na consulta pública se a ligação à rede não deveria ser assegurada pelo próprio produtor, criticou o facto de o cabo proposto pela REN ter uma capacidade de recepção de potência eléctrica instalada de 200 MW, quando a capacidade do parque não vai além de 25 MW.

É “necessário que seja justificado” porque é que um projecto de recepção de produção dessa dimensão não se faz através de ligação à rede de distribuição (operada pela EDP Distribuição), em vez da rede de transporte (da REN), disse o regulador, recomendando às duas empresas que estudem alternativas e apresentem para aprovação “aquela que se demonstrar como economicamente mais eficiente”.

Em declarações ao PÚBLICO, fonte oficial da REN disse que foi criado “um grupo de trabalho” que envolve a Secretaria de Estado da Energia, a Direcção-Geral de Energias e Geologia, a ERSE, a REN e a EDP Distribuição para “investigar alternativas adicionais de ligação”, mas lembrou que essa é uma “instrução” diferente daquela que recebeu do anterior Governo. O mandato era “projectar e construir uma infra-estrutura de ligação do Windfloat à rede nacional de transporte” de electricidade e a REN apresentou “a solução mais eficiente para o efeito”, que permite “o faseamento dos custos em função dos montantes de potência que vierem a ser ligados” no futuro, sublinhou a empresa.