Foi tornado público pela empresa Tejo Energia, no passado dia 19 de fevereiro, que iria dar-se início à demolição da antiga central termoelétrica do Pego, situada em Abrantes, numa operação que será realizada num período de três anos.
A empresa esclareceu que "a intervenção terá como objetivo repor os terrenos às suas condições de base, garantindo a devolução em plena segurança e conformidade ambiental", e, ainda, que as torres de refrigeração, com 116 metros de altura, e a chaminé, com 225 metros, “serão demolidas na fase final através do uso controlado de explosivos”.
Há que referir que teria sido mais correto que a informação acerca desta demolição tivesse sido feita por adequada entidade pública.
De facto, trata-se de uma intervenção num conjunto de grandes equipamentos e infraestruturas, no qual se produziu eletricidade durante vários anos para abastecimento do Sistema Energético Nacional.
A demolição envolverá aspetos sensíveis para a segurança de pessoas e bens, além de significar procedimentos críticos para o ambiente. Além disso, no mesmo terreno existe, numa completa relação de proximidade, outra unidade energeticamente vital, a Central de Ciclo Combinado a Gás Natural (CCCGN), que se espera poder continuar em boa operação nos próximos anos.
A Central Termoelétrica do Pego, com uma potência elétrica instalada 628 MW, foi construída entre novembro de 1989 e outubro de 1995 sob liderança técnica da EDP, então empresa pública, tendo o primeiro gerador entrado em atividade industrial em março de 1993.
No mês de novembro de 1993 a central, já numa fase preparatória da primeira fase da privatização da EDP, foi alienada à Tejo Energia - Produção e Distribuição de Energia Eléctrica, S.A., um consórcio entre a inglesa Internacional Power, que ficou com 50% do capital e a Espanhola Endesa com 39%, cabendo à EDP uma quota de 11 %.
Nesse contexto o Estado estabeleceu um CAE – Contrato de Aquisição de Energia com a Tejo Energia, que, assim, também obteve uma licença de produção válida por 35 anos, sendo a duração do CAE prevista para 28 anos, e que, portanto, terminaria em novembro de 2021.
O governo português anunciou o encerramento definitivo da central termoelétrica do Pego em outubro de 2019, prevendo a sua desativação para 30 de novembro de 2021, invocando a necessidade de descarbonização e os compromissos climáticos assumidos no contexto europeu pelo governo português.
A central do Pego foi a última central a carvão a fechar em Portugal, depois de a central de Sines ter sido encerrada em janeiro de 2021 com fundamentação semelhante.
O Tribunal Administrativo e Fiscal de Leiria decidiu, em 2 de março de 2022, na sequência de um processo da iniciativa da Tejo Energia, julgar improcedente a providência cautelar por ela apresentada para tentar travar o concurso público que atribuiu a outro operador – à ENDESA, anterior sócia da Tejo Energia – o ponto de ligação à RESP.
Aquele ponto era anteriormente usado pela central do Pego (Posto de Corte de 400 kV), e agora destinado a ser utilizado para injeção da eletricidade que se prevê venha a ser gerada futuramente a partir de fontes renováveis, principalmente fotovoltaicas, além da eletricidade produzida pela atual CCCGN existente no tereno em causa.
Releva-se que, ao contrário do modelo de reversão praticado no caso de Sines, no qual o termo do CAE implicou a reversão do central e respetivo terreno para a REN -Rede Elétrica Nacional – concessionária da Rede Nacional de Transporte de Eletricidade (RNT) – , no Pego, os cerca de 300 hectares (ha) de solo continuam a ser propriedade da Tejo Energia, já que, em 2018, foram vendidos pela REN à Tejo Energia, que, assim, passou a ser proprietária plena do terreno onde se encontra a central.
Por outro lado, a Tejo Energia pagou cerca 23 milhões de euros pelo terreno que chegou a ser avaliado em mais de 100 milhões de euros. O caso foi apreciado pela Comissão de Inquérito das Rendas Excessivas da Energia na Assembleia da República.
A REN, além da estratégica concessão supracitada, que detém por um período que foi renovado em 2007 (sem concurso público) para um novo prazo de 50 anos (até 2057), possui também a concessão da Rede Nacional de Transporte de Gás Natural, atribuída em 2006 por 40 anos (até 2046).
Os acionistas da REN são: State Grid of China: 25,0% (acionista de referência); Pontegadea (Amancio Ortega): 12,0%; Lazard Asset Management: 7,7%; Fidelidade: 5,3%; Red Eléctrica Corporación S.A.: 5,0%; Ações Próprias: 0,6%; Capital disperso (Free Float): 44,4%.
Assim, e ao abrigo da alínea d) do ar go 156.º da Constituição da República Portuguesa, e nos termos e para os efeitos do ar go 229.º do Regimento da Assembleia da República, o Grupo Parlamentar do PCP solicita os seguintes esclarecimentos:
1- A demolição e consequente tratamento complementar dos solos e dos materiais removidos inertes e outros, que, segundo garante a empresa, terão como objetivo “repor os terrenos às suas condições de base, garantindo a devolução em plena segurança e conformidade ambiental”, constituirá uma operação de regeneração completa destinada fazer retornar o solo a sua condição rústica original?
2- Os grupos turbo alternadores, que serão removidos durante o processo de desmonte da central, poderão vir a significar, quando forem vendidos no mercado internacional, uma receita para a Tejo Energia estimada em que montante?
3- O terreno em apreciação, que ficará disponível depois de devidamente reabilitado até às suas “condições de base naturais”, e que se estima ter cerca de 290 hectares – descontando cerca de 7 ha que continuam ocupados pela CCCGN –, poderá vir a ser a ser utilizado pela Tejo Energia para produção de eletricidade com base em FER, designadamente fotovoltaica, bem como para a instalação de grandes acumuladores eletroquímicos e unidades de produção de hidrogénio?
4- Qual a perspetiva do Governo sobre o processo de venda realizado pela REN à ENDESA?
5- A ENDESA comprometeu-se com o Estado português, na implementação de um Plano de Envolvimento das Comunidades, designado de CREATING SHARED VALUE (CSV), com vista à definição de um Plano de Futuro para a região afetada pelo encerramento da Central Termoelétrica do Pego.
Este “Plano de Futuro”, segundo a ENDESA, visa contribuir diretamente para a “gestão dos recursos endógenos da região, criando valor, potenciando a sustentabilidade e materializando uma transição justa”. Que ações já se encontram, quase cinco anos depois do encerramento da Central do Pego, executados ou em vias de execução?
6- Em que fase se encontra o designado Projecto Cluster do Pego, que, integrando três Grupos, envolverá no total cinco centrais fotovoltaicas e duas eólicas, várias linhas de alta tensão e subestações, além de grandes acumuladores eletroquímicos e unidades de produção de hidrogénio, espalhadas por várias dezenas de locais em dois Distritos (Santarém e Portalegre)?
7- Do ponto de vista de estratégia de licenciamento (AIA) acordado com a APA Agência Portuguesa do Ambiente, a ENDESA conseguiu que o conjunto de projetos de energia renovável do designado Projeto Cluster do Pego seja apresentado e avaliado em diversos Grupos abaixo mencionados:
• GRUPO 1 – Parque Eólico de Aranhas (PEA), Subestação Coletora de Concavada (SCC) e respetivas ligações à RESP, com o processo de AIA n.º 3710 com DIA favorável condicionada emitida a 23 de outubro de 2024.
• GRUPO 2 – Parque Eólico de Cruzeiro (PEC), sua subestação (SCZ) e respetiva ligação à RESP, através de LMAT (linha de muito alta tensão) com ligação à Subestação Coletora de Concavada (SCC), com EIA já submetido na plataforma SILIAMB a 28/04/2024, constituindo o processo AIA n.º 3731.
• GRUPO 3 – Central Solar Fotovoltaica de Atalaia (CFA), sua subestação e respetiva LMAT de ligação de Atalaia à subestação de Comenda + subestação de Comenda (SCM) e respetiva LMAT até à Subestação de Cruzeiro (SCZ) + Central Solar Fotovoltaica de Concavada (CFCV) e suas componentes (inclusive armazenamento integrado - BESS, Unidade de Produção de Hidrogénio Verde -UPHV e Compensador Síncrono), corresponde ao processo que decorreu no período de 2024-12-26 e 2025-02-06, e já avaliado, mais abaixo referido, exceto a Subestação, em análise no AIA n.º 3710.
• GRUPO 4 – Central Solar Fotovoltaica de Torre das Vargens e respetiva subestação, inclusive projeto associado de armazenamento integrado – BESS e LMAT de ligação ao apoio 35/4 da LMAT do presente grupo – LE-SCM.PEC + Central Solar Fotovoltaica de Helíade, respetiva subestação e LMAT de ligação à Subestação de Comenda. Processo AIA n.º 3741.
Portanto, do conjunto Projeto Cluster do Pego, as várias unidades dos quatro Grupos estão a ser alvo de processos de avaliação pela APA, realizados em separado, tal como foi desejo expresso pela ENDESA.
Por que motivo tal procedimento foi aceite se ele poderá ser considerado técnica e juridicamente inconveniente por desvalorizar o efeito cumulativo do projeto global?
De facto, considera-se errado que um tão amplo conjunto de equipamentos e infraestruturas que se prevê virão a ser depositados num vasto território, que, como se constata no que já se conhece, terão um grande impacto negativo de variado tipo, esteja a ser alvo de um licenciamento ambiental fracionado, facto que descura o efeito acumulado do todo.
Tal prática é contraproducente e até contrária aos valores do processo de AIA que se encontram plasmados no Decreto-Lei n.º 151-B /2013, de 31 de outubro, protegendo assim, desproporcionadamente, os interesses económicos empresariais da ENDESA.
Assim, pergunta-se: quando vai o governo intervir e corrigir tal equívoco?
8- Ao abrigo da figura “transição justa”, nomeadamente para salvaguardar os postos de trabalho sacrificados com o encerramento da Central do Pego (cerca de 80), o (à época) Ministério do Ambiente e da Ação Climática lançou, em setembro de 2021, um procedimento concursal com vista à atribuição do ponto de injeção na Rede Elétrica de Serviço Público (RESP) ocupado até então pela Central Termoelétrica a carvão do Pego e pela CCCGN.
A Endesa ganhou o concurso, com um projeto que combina, tal como já em cima se referiu, a hibridização de fontes renováveis e o seu armazenamento naquela que “será a maior bateria da Europa”, recebendo o direito de ligação à Rede Elétrica de Serviço Público (RESP) de 224 MVA para 365 MWp de energia solar, 264 MW de energia eólica com armazenamento integrado de 168,6 MW e um eletrolisador de 500 kW para a produção de hidrogénio verde.
Pergunta-se: o ponto de injeção da eletricidade é, de facto, o já existente e em cima mencionado, relacionado com as centrais termoelétricas?
Então, por que razão o Governo, em 2024, através do Despacho n.º 619/2024, de 19 de Janeiro, da Secretária de Estado da Energia e Clima, viabilizou uma solicitação extraordinária da REN, para “relocalização do Posto de Corte do Pego e desmantelamento do atual”, o que irá significar um “sobrecusto a custos diretos e externos de aproximadamente 14,5 milhões de euros, dos quais 11,5 milhões de euros a imputar à concessão da Rede Nacional de Transporte e 3 milhões de euros a imputar aos promotores”?
Quanto ao sobrecusto de 11,5 milhões de euros relacionado com esta operação extraordinária será imputado aos consumidores de eletricidade através dos existentes mecanismos regulatórios da ERSE? E quais são os “promotores” que suportarão os 3 milhões de euros?