Far dos slogans políticos sobre o “regresso do nuclear” ou a “transição verde”, a verdadeira história está em folhas de cálculo e cronogramas de planeamento. A França prepara-se para despejar dezenas de milhares de milhões em novos reatores, mas uma soma ainda maior vai desaparecer em cabos, postes e subestações que ninguém visita de propósito.
A nova aposta nuclear de França, reduzida aos números
A EDF estima agora o custo de construção de seis novos reatores EPR2 em 72,8 mil milhões de euros, a preços de 2020. Estas unidades estão planeadas para três polos nucleares históricos: Penly, na costa do Canal da Mancha, Gravelines, perto de Dunquerque, e Bugey, no leste de França. O valor cobre os chamados custos “overnight”, como se todos os reatores fossem construídos instantaneamente: sem encargos de financiamento, mas com provisões significativas para risco.
Essas provisões são importantes. Funcionam como uma almofada financeira para alterações de projeto, atrasos na construção, falhas na cadeia de fornecimento e problemas de coordenação entre empreiteiros. A EDF aumentou-as deliberadamente, acrescentando cerca de 5,4 mil milhões de euros face às estimativas publicadas no início de 2025 pela Cour des comptes, o tribunal de contas francês.
O valor de 72,8 mil milhões de euros é apresentado como um teto com amplas margens de segurança, e não como um orçamento-alvo que a EDF espera atingir.
O conselho de administração da empresa já desbloqueou um montante inicial de 2,7 mil milhões de euros para 2026. Esse financiamento antecipado não servirá para deitar betão. Pagará trabalho de conceção, engenharia, aprovisionamento inicial e a preparação industrial necessária para que as primeiras intervenções em obra não comecem no caos.
Distribuído por cerca de vinte anos, o programa EPR2 corresponde a aproximadamente 3,6 mil milhões de euros por ano. Este número importa menos quando comparado com outra fatura recorrente: a França continua a gastar, estima-se, 50–110 mil milhões de euros por ano na importação de combustíveis fósseis. O nuclear é caro. A ausência de nuclear, num sistema fortemente dependente de fósseis, pode ser ainda mais cara.
Modernização da rede: o projeto invisível de 200 mil milhões de euros
O número que faz manchetes sobre novos reatores esconde uma história maior. As redes de transporte e distribuição francesas enfrentam uma necessidade de investimento combinada próxima de 200 mil milhões de euros até 2040:
- cerca de 100 mil milhões de euros para a rede de transporte em alta tensão, gerida pela RTE
- cerca de 96 mil milhões de euros para as redes de distribuição, sob a Enedis, até 2040
Dito de outra forma, por cada euro destinado a novos reatores, quase três euros irão para cobre, alumínio, aço e sistemas digitais de controlo que mantêm a eletricidade em movimento. Estas melhorias vão reforçar linhas de longa distância, aumentar a capacidade de interligação, digitalizar subestações e adaptar as redes locais à solar fotovoltaica em telhados, bombas de calor e veículos elétricos.
As novas centrais nucleares determinam quanta energia a França pode produzir; a renovação da rede determina se essa energia consegue chegar a casas, fábricas e centros de dados quando é necessária.
Este desequilíbrio financeiro desafia uma narrativa popular. O debate público enquadra muitas vezes a política energética como um choque entre tecnologias: nuclear versus renováveis. Os números mostram outra imagem: qualquer que seja o mix de produção escolhido por Paris, a rede tem de ser reconstruída a um custo gigantesco para lidar com renováveis intermitentes, mais eletrificação e crescimento da procura industrial.
Porque é que a fatura da rede ultrapassa a dos reatores
Os sistemas modernos dependem de muito mais do que grandes centrais elétricas. Várias forças empurram o custo das redes muito acima do dos novos reatores:
- eletrificação dos transportes, do aquecimento e de partes da indústria pesada
- rápida instalação de eólica e solar em zonas remotas ou rurais
- crescimento da procura urbana devido a centros de dados, arrefecimento e transportes públicos
- necessidade de mais interligações transfronteiriças para equilibrar as redes europeias
- substituição de ativos envelhecidos instalados nas décadas de 1960–1980
Cada carregador de carro elétrico, cada bomba de calor, cada cobertura de armazém preenchida com painéis desloca o sistema do modelo centralizado que outrora definiu a era nuclear francesa. Essa mudança obriga os operadores de rede a reconfigurar fluxos de potência, reforçar ligações locais e implementar mais sensores, software e controlos automatizados.
A aposta da EDF: um teto, não um cheque em branco
A EDF sublinha que os 72,8 mil milhões de euros são um máximo, e não uma linha de base. O grupo vê duas alavancas principais para ficar abaixo desse limite.
Apostar na disciplina de risco e nos efeitos de aprendizagem
Primeiro, a gestão espera não ter de consumir totalmente as provisões de risco. Isso exige uma governação rígida do projeto, desenhos estáveis e um controlo mais apertado da cadeia de fornecimento.
Segundo, a empresa conta com fortes “efeitos de série”. Construir seis reatores idênticos em sequência pode gerar aprendizagem entre gabinetes de projeto, estaleiros e fornecedores de componentes. O objetivo é claro: reduzir o custo unitário em 30% entre o primeiro e o sexto EPR2.
A lógica industrial assemelha-se mais a um programa aeronáutico do que a um megaprojeto único: repetir, normalizar, estabilizar equipas e reduzir custos unitários.
A EDF não apresenta isto como marketing polido. Enquadra o plano como uma aposta de que disciplina, repetição e normalização podem inverter as lições dolorosas de Flamanville, o projeto EPR atrasado e com derrapagens orçamentais que assombrou o setor durante mais de uma década.
Construções mais rápidas, a mesma tecnologia
Do ponto de vista tecnológico, o EPR2 é evolutivo, não revolucionário. Continua a ser um grande reator de água pressurizada, ajustado para ser mais simples e mais “construível” do que o seu antecessor EPR. Os ganhos esperados residem sobretudo na logística e na organização.
A EDF afirma agora que consegue reduzir o tempo de construção de uma unidade genérica para cerca de 70 meses, face a 96 meses em cenários mais antigos. Esse ganho de 26 meses resulta da reprogramação de pacotes de trabalho, do aperto das interfaces entre obras civis e instalação eletromecânica, e do planeamento de especialidades para que deixem de se atrapalhar no estaleiro.
Entre o primeiro e o último EPR2, a empresa espera cortar até 32 meses no tempo de construção, graças a efeitos de aprendizagem puros e a uma cadeia de fornecimento mais madura.
Aprender com a China e o Reino Unido
Para atingir esses objetivos, a EDF olhou para fora, em vez de se fechar em hábitos domésticos. Equipas passaram tempo em centrais em construção na China, onde os ciclos de obra continuam rápidos em comparação com projetos ocidentais.
O Reino Unido também se tornou um laboratório para engenheiros franceses. Hinkley Point C, em construção em Somerset, e os planos avançados para Sizewell C criaram um grupo de mais de 500 trabalhadores franceses já integrados em projetos britânicos. Em contrapartida, engenheiros britânicos juntam-se à EDF para trabalhar em França em conceção inicial, engenharia civil e logística de estaleiro.
Uma das lições-chave está no “tuilage”, a sobreposição cuidadosa das fases do projeto, para que várias tarefas principais decorram em paralelo sem caos. Essa coreografia de detalhe pode desbloquear grandes poupanças de tempo sem alterar um único desenho técnico.
Um calendário apertado, com Bruxelas a ter a chave
A EDF opera agora com um roteiro claro, ainda que ambicioso:
| Marco | Data-alvo |
|---|---|
| Decisão final de investimento | Final de 2026 |
| Primeiro betão nuclear em Penly | Março de 2029 |
| Entrada em serviço do primeiro EPR2 | 2038 |
| Intervalo entre unidades subsequentes | 12–18 meses |
Para manter este calendário realista, a dotação de 2,7 mil milhões de euros para 2026 financiará estudos avançados, trabalhos preliminares no local e as encomendas mais críticas em termos de prazo, como grandes forjados e equipamento elétrico pesado.
Aprovação de auxílios de Estado da UE: a peça que falta
O último bloqueio político está em Bruxelas. A 19 de novembro de 2025, a França notificou a Comissão Europeia do seu esquema de apoio ao programa EPR2. A estrutura aproxima-se muito de um modelo que já passou pelo escrutínio da UE noutros contextos.
- um empréstimo subsidiado cobrindo cerca de 60% dos custos de construção
- um contrato por diferença com 40 anos para estabilizar receitas
- um quadro de partilha de risco entre o Estado francês e a EDF
Esta abordagem inspira-se fortemente no projeto checo de Dukovany, que recebeu luz verde das autoridades europeias de concorrência. Paris espera reutilizar um modelo familiar para limitar contencioso jurídico e atrasos prolongados.
Sem aprovação da UE, a decisão final de investimento não pode ser confirmada, e o calendário dos reatores permanece teórico.
O que isto significa para consumidores e metas climáticas
Para famílias e empresas, estes valores não se traduzem diretamente na fatura de amanhã. Ainda assim, definem a espinha dorsal de como os preços da eletricidade poderão evoluir entre as décadas de 2030 e 2050.
Novos reatores podem fornecer grandes quantidades de eletricidade estável e de baixo carbono, ajudando a limitar preços no mercado grossista quando os mercados de gás disparam. A modernização da rede, em paralelo, deverá reduzir estrangulamentos, cortar custos de congestionamento e melhorar, ao longo do tempo, a integração de renováveis mais baratas.
Falhar qualquer um dos pilares criaria riscos diferentes. Uma França com mais renováveis e sem novo nuclear poderá precisar de maior capacidade de reserva, mais importações e, potencialmente, maior exposição a preços voláteis do gás. Uma França com novos reatores, mas com uma rede subfinanciada, poderá enfrentar apagões locais, cortes (curtailment) de eólica e solar e restrições dispendiosas a projetos industriais.
Como o caso francês ecoa escolhas globais
Os números franceses podem parecer específicos, mas ecoam debates da Califórnia à Coreia do Sul. Em todo o lado, decisores enfrentam uma tensão semelhante:
- quanto gastar em fontes firmes de baixo carbono versus renováveis flexíveis
- quão rapidamente reforçar redes que nunca foram concebidas para eletrificação em massa
- como repartir custo e risco entre contribuintes, pagadores de faturas e investidores
Países que adiam investimento em redes muitas vezes batem primeiro numa parede. Projetos ligam-se tarde, o armazenamento não escala, e a irritação política cresce quando novos parques eólicos e solares ficam parados devido a restrições da rede. Grandes projetos nucleares ou hidroelétricos, quando avançam, enfrentam a sua própria reação negativa se os atrasos e as derrapagens se acumularem.
Para analistas que observam o caso francês, o número mais revelador pode não ser os 72,8 mil milhões de euros para o EPR2, mas os 200 mil milhões de euros para cabos e subestações. Esses ativos silenciosos decidirão se qualquer nova capacidade de produção - nuclear ou renovável - consegue cumprir as suas promessas climáticas e económicas.
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