Enquanto o debate político se centra numa nova frota de reatores, o país está discretamente a preparar-se para investir somas muito maiores nos cabos, postes e subestações que irão transportar a eletricidade de amanhã. O contraste entre as manchetes sobre nuclear e as folhas de cálculo das redes diz muito sobre quão caro é, na realidade, um sistema de baixo carbono.
A grande fatura do nuclear que ainda assim não é a maior
A EDF atribuiu um preço preliminar de 72,8 mil milhões de euros, em euros de 2020, à construção de seis novos reatores nucleares EPR2 em Penly, Gravelines e Bugey. O valor cobre os chamados custos de construção “overnight”: quanto custariam as centrais se pudessem ser construídas instantaneamente, sem contabilizar encargos de financiamento, mas incluindo avultadas provisões de risco.
Os seis reatores EPR2 custariam cerca de 72,8 mil milhões de euros, face a aproximadamente 200 mil milhões de euros destinados à modernização das redes elétricas de França até 2040.
Por si só, 72,8 mil milhões de euros soa a uma aposta monumental. Porém, diluído por cerca de duas décadas, a média anual fica em torno de 3,6 mil milhões de euros. Isto é modesto quando comparado com os 50–110 mil milhões de euros que a França ainda gasta todos os anos a importar combustíveis fósseis.
A energia nuclear não é barata, mas operar um sistema sem nuclear também traz uma fatura substancial. Mais capacidade de backup, mais gás importado e um investimento mais rápido em fontes alternativas de baixo carbono implicam custos que tendem a ser menos visíveis no debate público.
A revolução silenciosa de 200 mil milhões de euros nas redes
Face ao programa nuclear, a escala da modernização das redes é impressionante. A RTE, operadora da rede de transporte, espera investir cerca de 100 mil milhões de euros até 2040. A Enedis, operadora da rede de distribuição, planeia perto de 96 mil milhões de euros no mesmo período.
- Novas linhas de muito alta tensão para ligar a eólica offshore e o novo nuclear
- Modernização de subestações para gerir uma produção renovável mais volátil
- Digitalização das redes locais para integrar veículos elétricos e bombas de calor
- Reforço das redes rurais perante o aumento do consumo de eletricidade
Estes montantes raramente chegam às primeiras páginas. No entanto, sem eles, nem novos reatores nem parques eólicos conseguem abastecer, de forma fiável, casas e fábricas. As operadoras de rede precisam de gerir fluxos de energia muito mais complexos do que no passado, quando grandes centrais fósseis e nucleares alimentavam uma procura relativamente estável.
| Item de investimento | Montante estimado | Horizonte temporal |
|---|---|---|
| Seis reatores EPR2 | 72,8 mil milhões € | ~20 anos |
| Rede de transporte (RTE) | ~100 mil milhões € | Até 2040 |
| Rede de distribuição (Enedis) | ~96 mil milhões € | Até 2040 |
Ou seja, o novo “navio-almirante” nuclear poderá acabar por custar apenas cerca de um quarto do que a França precisa de gastar nas suas redes de muito alta tensão e nas redes locais. Visto por essa lente, o programa nuclear parece menos uma exceção e mais uma parte de uma reforma muito intensiva em capital.
Um teto, não um objetivo, para a EDF
A EDF sublinha que os 72,8 mil milhões de euros são pensados como um máximo, não como um valor a atingir a qualquer custo. Uma grande parte da estimativa provém de provisões de risco, concebidas como almofada financeira caso surjam problemas de engenharia, cadeia de abastecimento ou organização. A empresa apresenta isto abertamente como uma lição aprendida com anos de atrasos e derrapagens orçamentais em projetos EPR anteriores, como Flamanville e Hinkley Point C.
Dois fatores poderiam manter a fatura final abaixo desse teto. Primeiro, evitar a utilização de todas essas reservas de risco. Segundo, explorar efeitos de série: construir seis unidades quase idênticas, numa sequência controlada, aprendendo ao longo do processo e distribuindo custos pontuais por vários reatores.
A EDF pretende reduzir o custo unitário de um EPR2 em cerca de 30% entre o primeiro e o sexto reator, através da normalização do desenho e da execução.
Este objetivo assenta numa aposta industrial clássica. Quanto mais vezes as equipas repetem tarefas semelhantes, menos erros cometem. As compras podem ser simplificadas, os calendários afinados e as obras civis coordenadas com maior precisão.
Construir mais depressa sem mudar a tecnologia de base
O EPR2 não é uma revolução tecnológica. É uma evolução simplificada do desenho original do EPR, com o objetivo de facilitar a construção e a operação, mais do que alterar radicalmente a física do reator.
A EDF fala agora num tempo-alvo de construção de cerca de 70 meses para uma unidade EPR2 “genérica”, abaixo dos 96 meses que constavam nos seus planos há apenas três anos. Trata-se de uma redução de mais de dois anos alcançada sobretudo através de planeamento e gestão de projeto, e não de novo hardware.
Entre o primeiro e o último EPR2 do programa, a empresa considera que pode reduzir cerca de 32 meses ao tempo de construção graças a efeitos de aprendizagem puros. Menos improvisos em obra, melhor sequenciação das especialidades e interfaces mais claras entre engenharia, obras civis e fornecedores de equipamentos contribuem para esse objetivo.
Aprender com a China e o Reino Unido
Para alcançar estes ganhos, a EDF analisou de perto países que ainda constroem reatores em escala. Equipas passaram tempo em estaleiros nucleares ativos na China, observando como os operadores locais organizam frentes de trabalho, logística e controlos de qualidade.
No Reino Unido, o grupo francês está profundamente envolvido em Hinkley Point C e no projeto planeado Sizewell C. Mais de 500 trabalhadores franceses já atuam no terreno, enquanto engenheiros britânicos se juntam às equipas da EDF em temas como engenharia civil e faseamento de obra.
Estas trocas estão a ajudar a empresa elétrica francesa a ajustar a forma como sobrepõe sequências de construção. O objetivo é executar várias fases-chave em paralelo sem que as especialidades se bloqueiem mutuamente - uma fonte comum de atrasos dispendiosos em megaprojetos.
Um calendário apertado e uma incógnita em Bruxelas
A EDF está agora a trabalhar com um roteiro relativamente preciso:
- Decisão final de investimento apontada para o final de 2026
- Primeiro betão “com requisitos nucleares” em Penly previsto para março de 2029
- Primeiro EPR2 a entrar em serviço por volta de 2038
- Depois, um ritmo de um novo reator a cada 12–18 meses
Para manter esse calendário, o conselho de administração da EDF já aprovou uma primeira dotação de 2,7 mil milhões de euros para 2026. Esse dinheiro financiará estudos detalhados, trabalhos preliminares no local e encomendas de equipamentos com prazos longos.
Uma peça importante ainda em falta situa-se fora de Paris. A França submeteu à Comissão Europeia, em novembro de 2025, o seu esquema de apoio proposto para o programa EPR2. O pacote assenta em instrumentos já usados noutros projetos nucleares na Europa, numa tentativa de encurtar as negociações com Bruxelas.
A estrutura proposta inclui:
- Um empréstimo bonificado que cobre cerca de 60% dos custos de construção
- Um contrato por diferença de longo prazo (cerca de 40 anos) para estabilizar receitas
- Um mecanismo de partilha de risco entre o Estado francês e a EDF
O modelo assemelha-se ao enquadramento aprovado para a nova central de Dukovany, na República Checa. Ao reutilizar um quadro familiar, a França espera reduzir a incerteza jurídica e evitar anos de disputas sobre regras de auxílios de Estado.
Sem luz verde dos reguladores da UE, a EDF não pode aprovar a decisão final de investimento, e os trabalhos no local permaneceriam limitados.
Porque é tão elevada a fatura das redes
Os números das redes levantam uma questão óbvia: para onde vai, afinal, quase 200 mil milhões de euros? Na prática, o dinheiro paga muito mais do que cabos mais grossos.
A França prevê um forte crescimento do consumo de eletricidade devido aos carros elétricos, ao aquecimento elétrico e à indústria a afastar-se dos combustíveis fósseis. Esta procura adicional chega de forma desigual ao território, forçando modernizações tanto nas cidades como nas zonas rurais.
Ao mesmo tempo, a produção está a mudar. Parques eólicos offshore ficam longe dos centros de consumo. Solar em telhados e eólica local injetam energia na periferia da rede. As centrais nucleares acrescentam grandes blocos estáveis de produção. Equilibrar estas peças exige automação, sensores e software, não apenas infraestrutura física.
O resultado é uma mistura densa de projetos: novas linhas ao longo de autoestradas, cabos subterrâneos em torno das cidades, grandes subestações perto de portos e sistemas digitais de controlo que reconfiguram constantemente os fluxos de eletricidade em tempo real.
O que isto significa para os consumidores franceses
Para famílias e empresas, estes investimentos gigantes levantam questões sobre futuras faturas. O financiamento virá de uma combinação de apoio do Estado, endividamento das empresas e tarifas de rede diluídas ao longo de décadas.
Um argumento usado pelas autoridades francesas é que custos iniciais elevados podem significar menor exposição futura a preços voláteis de combustíveis fósseis. Um sistema com forte peso de nuclear e renováveis tem custos de capital elevados, mas custos operacionais baixos, já que o urânio e o vento são fontes relativamente baratas face ao gás e ao petróleo importados.
O risco está em projetos mal calendarizados ou contratempos técnicos que fazem os custos subir sem entregar a produção esperada. Tempos de construção longos para reatores, ou atrasos em reforços críticos da rede, podem criar estrangulamentos em que a nova capacidade existe no papel, mas não pode ser plenamente utilizada.
Termos-chave e cenários a acompanhar
Várias noções técnicas estão no centro deste debate e moldam a forma como os números devem ser lidos:
- Custo “overnight”: uma estimativa do custo de construção excluindo o financiamento, útil para comparar tecnologias, mas não para avaliar a fatura final para os consumidores.
- Contrato por diferença: acordo de longo prazo em que uma central tem garantido um preço de referência fixo; se os preços de mercado ficarem abaixo, o Estado compensa, e se os preços dispararem, o projeto devolve dinheiro.
- Provisões de risco: rubricas orçamentais reservadas no início de um projeto para cobrir derrapagens futuras, sinalizando prudência mas também inflacionando os números de manchete.
Um cenário frequentemente discutido em círculos energéticos parisienses combina forte crescimento da procura elétrica com atrasos nos projetos nucleares. Nesse caso, a rede tem de ser reforçada na mesma, mas uma maior parte da eletricidade que por ela circula viria de centrais a gás e de importações. O custo de longo prazo dessa mistura poderia exceder os números de manchete, somando o programa EPR2 e as modernizações das redes.
Outro cenário prevê que as construções nucleares e a expansão das renováveis se mantenham, em geral, dentro do calendário. Aqui, a dor inicial de mais de 70 mil milhões de euros para novos reatores e 200 mil milhões de euros para as redes poderia trazer um sistema elétrico mais estável e amplamente descarbonizado na década de 2040. Nesse desfecho, as redes transportariam mais eletricidade do que hoje, mas uma menor proporção da despesa energética nacional “escaparia” para o exterior através de importações de fósseis.
Comentários
Ainda não há comentários. Seja o primeiro!
Deixar um comentário