En 2024, la consommation électrique nationale a atteint 51,4 térawattheures (TWh), le deuxième plus haut niveau de l’histoire, seulement derrière 2010. Cette croissance a été accompagnée par un fort engagement envers les énergies renouvelables, qui ont représenté 71% de l’électricité consommée — un record.
Cette performance reflète l’expansion de la capacité installée de renouvelables, qui a augmenté de 8,7% par rapport à 2023, dépassant les 20 361 mégawatts. La croissance a été principalement impulsée par l’énergie solaire, avec un accent particulier sur de nouveaux parcs photovoltaïques dans le sud du pays.
Malgré ces progrès, le secteur énergétique continue de faire face à des problèmes structurels. « Nous avons des défis dont nous parlons depuis des années liés aux autorisations, » a rappelé le président de l’APREN, Pedro Amaral Jorge, faisant référence à la lenteur et à la bureaucratie des processus administratifs.
Dans une interview à Lusa, à l’occasion de la Journée mondiale de l’énergie, célébrée jeudi, il a également souligné que la numérisation des réseaux est cruciale pour augmenter l’efficacité et la stabilité du système.
« Les infrastructures électriques doivent incorporer la numérisation, des algorithmes d’intelligence artificielle et d’autres systèmes pour équilibrer le système, » a-t-il expliqué.
La modernisation des réseaux électriques avec des technologies numériques, connues sous le nom de « réseaux intelligents », permet une gestion plus efficace et flexible de l’électricité. Ces réseaux intelligents facilitent l’intégration des renouvelables, l’augmentation de l’autoconsommation et l’utilisation du stockage distribué, contribuant à la stabilité et à la résilience du système énergétique national — des aspects qui ont pris une importance accrue avec la récente panne survenue dans la Péninsule Ibérique, le 28 avril.
Un autre défi structurel mentionné par le président de l’APREN est lié au schéma actuel du marché électrique européen. Pedro Amaral Jorge a expliqué que le modèle marginaliste, basé sur des marchés quotidiens et intrajournaliers, a été conçu pour les technologies fossiles et ne répond pas aux besoins à long terme des renouvelables. Ce décalage complique l’accès à un financement compétitif par le secteur privé.
« Avec ce schéma de marché, il est nécessaire de passer des marchés d’électricité à court terme à des mécanismes à long terme », grâce à des instruments et accords établissant des engagements d’achat et de vente d’énergie sur une longue période.
La mise en œuvre du Mécanisme d’Ajustement Carbone aux Frontières (Carbon Border Adjustment Mechanism — CBAM), qui consiste en une taxe carbone appliquée aux produits importés de l’extérieur de l’Union Européenne, est également considérée comme essentielle pour garantir l’équité dans la concurrence internationale. Sans cet instrument, prévient-il, il ne sera pas possible de lutter efficacement contre le dumping environnemental — une pratique dans laquelle des entreprises produisent moins cher en échappant aux normes environnementales.
« Si nous obligeons les entreprises opérant dans l’espace européen à avoir une responsabilité environnementale avec les émissions du SCE (système d’échange de quotas d’émission de carbone), ceux qui exportent vers l’Europe doivent avoir les mêmes responsabilités, » soutient-il.
Le Portugal compte actuellement plus de 46 centrales hydroélectriques, environ 260 parcs éoliens, des dizaines de centrales solaires et quatre centrales à cycle combiné au gaz naturel — Ribatejo, Lares, Pego et Tapada do Outeiro. Depuis 2021, le pays ne produit plus d’électricité à partir du charbon.
En ce qui concerne la répartition des renouvelables dans le mix énergétique, en 2024, l’énergie hydraulique s’est distinguée (28%), suivie de l’éolien (27%), du solaire photovoltaïque (10%) et de la biomasse (6%). La production non renouvelable, presque entièrement assurée par du gaz naturel, a représenté seulement 10% de la consommation, tandis que le reste a été couvert par des importations, qui ont atteint un niveau record de 10,5 TWh.