Os €72,8 mil milhões do novo projeto nuclear francês são pouco face aos €200 mil milhões da renovação da rede elétrica.

A França está a preparar um vasto relançamento nuclear, mas o verdadeiro dinheiro está a fluir discretamente para algo muito menos glamoroso.

Enquanto o debate político se fixa no custo de novos reatores, o país está a entrar num projeto ainda maior e mais complexo: reconfigurar por completo o seu sistema elétrico para um futuro de baixo carbono.

A nova vaga nuclear francesa, em números concretos

A EDF, empresa pública francesa de eletricidade, apresentou um preço preliminar para a sua frota nuclear de nova geração: 72,8 mil milhões de euros para construir seis reatores EPR2 nos locais de Penly, Gravelines e Bugey.

Este valor, expresso em euros de 2020, não é uma fatura final validada. É uma estimativa de trabalho, ainda sujeita a auditorias, inflação e escolhas políticas. O conselho de administração da EDF aprovou, até ao momento, apenas um primeiro envelope de 2,7 mil milhões de euros para 2026, destinado a financiar estudos de engenharia, equipamentos com longos prazos de fabrico e preparação industrial.

Este orçamento é calculado com base no chamado “custo overnight”. Em jargão energético, significa os custos de construção como se a central fosse construída instantaneamente, ignorando encargos de financiamento, mas incluindo uma almofada significativa para imprevistos.

Os 72,8 mil milhões de euros em destaque são uma estimativa máxima com margens de risco elevadas, não um objetivo que a EDF esteja a tentar atingir.

Essas provisões de risco são centrais. Cobrem surpresas industriais, ajustamentos de desenho, estrangulamentos na cadeia de fornecimento e falhas de coordenação entre milhares de trabalhadores e subcontratados. Também explicam um aumento de 5,4 mil milhões de euros face a números do Tribunal de Contas francês no início de 2025.

A EDF insiste que isto não é um descontrolo de custos, mas uma tentativa de ser realista após anos a subestimar a complexidade em grandes estaleiros nucleares.

O verdadeiro gigante: uma modernização da rede de 200 mil milhões de euros

Por si só, 72,8 mil milhões de euros e “o regresso do nuclear” soam grandes e dramáticos. Não são o ato principal.

Modernizar a rede elétrica francesa custará quase três vezes mais até 2040. Dois operadores públicos repartem a fatura:

• cerca de 100 mil milhões de euros para a RTE, que gere a rede de transporte em muito alta tensão
• cerca de 96 mil milhões de euros para a Enedis, responsável pelas redes locais de distribuição

Subestações precisam de ser substituídas, linhas enterradas ou reforçadas, transformadores atualizados e sistemas digitais instalados. Milhões de casas e empresas irão adicionar carros elétricos, bombas de calor e solar fotovoltaico em telhados, pressionando mais as redes locais.

Comparada com cerca de 200 mil milhões de euros para a rede, a nova frota nuclear parece menos um megaprojeto e mais uma grande rubrica orçamental.

Distribuído por duas décadas, o programa nuclear dá uma média de cerca de 3,6 mil milhões de euros por ano. A França, em contraste, continua a gastar entre 50 e 110 mil milhões de euros por ano em importações de combustíveis fósseis, dependendo dos preços do petróleo e do gás. A escolha não é entre energia barata e cara, mas entre para onde vai o dinheiro e que resiliência de longo prazo compra.

Porque é que a rede passou subitamente para o centro do palco

Durante anos, a discussão energética europeia centrou-se na produção: nuclear versus renováveis, saídas do carvão, gasodutos. Os números franceses ilustram uma mudança. Turbinas eólicas, parques solares e reatores só contam se a rede conseguir transportar e equilibrar a sua produção.

Três pressões destacam-se:

• maior variabilidade de oferta da eólica e do solar
• maior procura elétrica devido aos transportes e ao aquecimento
• mais produção local em telhados e zonas industriais

Isto implica mais sensores, armazenamento, automação e tarifas flexíveis. Longas linhas de transporte vindas de parques eólicos costeiros ou de centrais nucleares têm de funcionar sem falhas com cabos suburbanos que alimentam bombas de calor e carregadores de veículos elétricos.

A EDF aposta em aprender depressa, não em mudar a tecnologia

O reator EPR2 não é uma rutura radical face a desenhos anteriores. A estratégia da EDF é ganhar em organização e repetição, mais do que numa inovação disruptiva.

O grupo afirma já ter reduzido o tempo-alvo de construção de uma unidade “genérica” de 96 meses para 70 meses nos últimos três anos. A ambição é que, entre o primeiro e o sexto reator, os tempos de construção desçam cerca de 32 meses, graças à experiência e a equipas estáveis.

A EDF quer reduzir os custos unitários em 30% entre o primeiro e o último EPR2, apoiando-se na repetição e na normalização.

Dois fatores dominam este plano:

• usar o mínimo possível das provisões de risco incluídas no teto de 72,8 mil milhões de euros
• aplicar “efeitos de série”, construindo reatores quase idênticos numa sequência controlada

Cada betonagem e cada soldadura dos primeiros reatores pretende traduzir-se em trabalho mais fluido nos locais seguintes, com menos redesenhos em cima do joelho. Isto contrasta fortemente com projetos EPR europeus anteriores, que sofreram com regras em mudança, desenhos à medida e fraca coordenação.

Aprender com a China e o Reino Unido

A EDF deixou de fingir que consegue resolver tudo sozinha. Os seus engenheiros têm estado integrados em estaleiros nucleares ativos na China, onde vários reatores foram concluídos mais rapidamente e com menos sobressaltos.

No Reino Unido, trabalhadores franceses estão fortemente envolvidos em Hinkley Point C e no projeto planeado de Sizewell C. Mais de 500 colaboradores franceses já estão nesses projetos, enquanto engenheiros britânicos se juntam agora às equipas da EDF em França, sobretudo em engenharia civil e logística de estaleiro.

O objetivo é afinar a forma como as fases de construção se sobrepõem: quando as fundações podem começar antes de todos os detalhes de desenho estarem congelados, como diferentes especialidades trabalham lado a lado e como evitar que um atraso se propague por todo o calendário.

Um calendário apertado, se Bruxelas alinhar

O roteiro da EDF tem agora marcos claros:

• decisão final de investimento até ao final de 2026
• primeiro betão nuclear em Penly em março de 2029
• primeiro EPR2 ligado à rede em 2038
• depois, um novo reator a cada 12 a 18 meses

Para sustentar o impulso inicial, os 2,7 mil milhões de euros já aprovados para 2026 financiarão trabalho de desenho detalhado, preparação antecipada do local e encomendas de itens com longos prazos, como grandes forjados e componentes do reator.

A peça em falta é a aprovação europeia. A 19 de novembro de 2025, a França notificou Bruxelas do seu esquema de apoio proposto para o programa EPR2. A estrutura financeira combina:

• um empréstimo subsidiado cobrindo cerca de 60% dos custos de construção
• um contrato por diferença (CfD) por 40 anos para estabilizar receitas
• um mecanismo de partilha de riscos entre o Estado e a EDF

Isto espelha o modelo checo para o projeto de Dukovany, que já obteve luz verde da Comissão Europeia. Paris aposta que reutilizar um modelo familiar acelerará a aprovação. Se Bruxelas recusar, a decisão de investimento em 2026 pode derrapar - e com ela o calendário de Penly.

Rede versus reatores: quem paga, e como?

O contraste entre 72,8 mil milhões de euros para o nuclear e cerca de 200 mil milhões de euros para as redes não é apenas uma questão de engenharia; trata-se de quem paga a conta.

Projeto	Custo estimado	Principal fonte de financiamento
Seis reatores EPR2	72,8 mil milhões €	Financiamento da EDF com garantia do Estado, contratos de longo prazo
Rede de transporte (RTE)	~100 mil milhões €	Tarifas de rede nas faturas, retornos regulados
Rede de distribuição (Enedis)	~96 mil milhões €	Tarifas de rede para famílias e pequenas empresas

As centrais nucleares são normalmente apoiadas por garantias de preço de longo prazo ou empréstimos com garantia do Estado, reembolsados por contribuintes e consumidores ao longo de décadas. As melhorias de rede entram mais discretamente em encargos regulados nas faturas de eletricidade. O ruído político é maior em torno dos reatores, mas o peso financeiro de cabos e transformadores é comparável ou superior.

O nuclear não é barato - mas prescindir dele também não

As autoridades francesas gostam de repetir uma frase algo desajeitada: o nuclear não é barato, o não nuclear também não é barato. A ideia é que sistemas elétricos com grande peso de renováveis precisam de muito backup, armazenamento e redes sobredimensionadas. Esses custos podem igualar ou ultrapassar a despesa de manter uma base nuclear forte.

A França, com a sua frota envelhecida de 56 reatores, tem de prolongar a vida útil das unidades existentes quando for seguro e decidir quanta nova capacidade construir. Uma rede desenhada para o padrão do século passado - grandes centrais centrais a alimentar uma procura previsível - não funcionará para a próxima vaga de veículos elétricos, centros de dados e bombas de calor, com eólica e solar variáveis por cima.

Termos-chave e o que realmente significam

O que é um contrato por diferença?

Um contrato por diferença, ou CfD, é um acordo de longo prazo que estabiliza os preços da eletricidade para investidores. Um governo ou entidade pública define um “preço de exercício” por megawatt-hora. Se o preço de mercado cair abaixo desse nível, o mecanismo paga a diferença. Se o preço de mercado subir acima, o projeto tem de devolver o excedente.

Para projetos intensivos em capital como o nuclear, isto oferece receitas previsíveis e facilita o financiamento bancário, mantendo ainda alguma exposição ao mercado.

Porque é que as provisões de risco são tão importantes

As provisões de risco são rubricas orçamentais reservadas desde o primeiro dia para quando as coisas correm mal. Em projetos de várias décadas, podem incluir:

• alterações de desenho desencadeadas por novas regras de segurança
• falhas de empreiteiros ou escassez de mão de obra qualificada
• condições geológicas inesperadas no local
• atrasos nas entregas de componentes

Se forem demasiado baixas, os países enfrentam derrapagens de custos embaraçosas. Se forem demasiado altas e nunca usadas, os consumidores podem pagar mais do que o necessário. A escolha da EDF de incluir almofadas generosas na estimativa de 72,8 mil milhões de euros reflete a experiência dolorosa dos seus projetos EPR anteriores.

Cenários para consumidores franceses e metas climáticas

Um cenário realista para os anos 2030 é um sistema misto: um núcleo de centrais nucleares a operar a maior parte do tempo, rodeado por parques eólicos e solares em rápido crescimento, mais baterias e ferramentas de resposta da procura que deslocam consumos no tempo. Nesse contexto, a modernização da rede de 200 mil milhões de euros torna-se um instrumento de política climática tanto quanto um trabalho de engenharia.

Se o programa EPR2 se mantiver no rumo e a expansão da rede avançar, a França poderá manter eletricidade de baixo carbono enquanto reduz importações fósseis. Se se acumularem atrasos em qualquer uma das frentes, o país poderá depender de centrais a gás durante mais tempo, com emissões mais altas e maior exposição a preços globais voláteis de combustíveis.

Para as famílias, o impacto exato nas faturas dependerá das taxas de juro, de escolhas regulatórias e de quão bem os projetos respeitam o orçamento. Os investimentos na rede costumam aparecer como pequenos aumentos repetidos ao longo de anos. O novo nuclear será provavelmente sentido através de compromissos de preço de longo prazo embutidos nos contratos.

O que o debate atual deixa claro é que focar apenas o preço de seis reatores perde a história maior. O renascimento nuclear e a reconstrução silenciosa e massiva das redes elétricas europeias são duas faces da mesma transformação - e ambas trazem etiquetas de preço que moldarão a política energética durante décadas.