Energia Nuclear em Portugal

Este documento trata sobretudo dos custos, do financiamento e dos passos para introduzir o nuclear em Portugal. Outros temas frequentes no debate, como os resíduos, a segurança, a disponibilidade de urânio e tório ou a descentralização da rede, são tratados no «Rescaldo do evento “Nuclear: Um Debate Necessário”» (2024). Recomenda-se também o livro gratuito «Nuclear: posologia para combater a desinformação», de Bruno Soares Gonçalves (Instituto de Plasmas e Fusão Nuclear, Técnico), que responde de forma acessível aos mitos mais comuns sobre segurança, radiação, resíduos e risco sísmico.

Sumário executivo

1. O importante é o custo total do sistema elétrico, não o de cada central. Guardar em baterias o equivalente a um só dia de consumo nacional custaria ~16–28 mil milhões €, um valor comparável ao de dois grandes reatores ao custo europeu. Portugal tem eletricidade relativamente barata, em parte graças à hídrica, que varia muito entre anos secos e húmidos e tem pouca margem para crescer.
2. O nuclear ficou caro no Ocidente sobretudo por falhas de execução, não por causa da tecnologia. As causas são a perda de experiência, a construção iniciada com o projeto incompleto, as primeiras unidades de cada modelo, o capital caro e os atrasos. O mesmo padrão afeta outras grandes obras, como o HS2, Stuttgart 21 ou a Linha Circular do Metro de Lisboa.
3. Onde se constrói em série, com o projeto fechado, o nuclear é muito mais barato e rápido. Segundo projeções da IEA/NEA, o custo de construção overnight (sem juros) ronda os 1,9 mil milhões €/GW na Coreia e os 2,2 na China. O tempo mediano de construção no mundo foi de 6,3 anos (reatores concluídos até 2023), e no Japão a média fica abaixo de 5.
4. Os SMRs ainda não provaram que produzem eletricidade mais barata. Por GW, as primeiras unidades custam mais do que um grande reator bem executado: Darlington, no Canadá, tem um orçamento de ~11 mil milhões €/GW com juros, muito acima de Barakah, nos Emirados (~4). A vantagem real dos SMRs são investimentos menores e mais faseados. O que baixa os custos é a modularidade e a construção em série, não o tamanho do reator.
5. O custo do capital é a variável que mais pesa. Com uma taxa real de 7%, o financiamento representa quase 60% do custo da eletricidade nuclear; a 3%, cerca de 30%. Para um investimento de 4,5 mil milhões €/GW, baixar a taxa de 10% para 3% faz o custo descer de ~97 para ~43 €/MWh.
6. Há hoje mais formas de financiar o nuclear do que há cinco anos. A taxonomia da UE já o inclui, o BEI financia-o e, em 2025, o Banco Mundial levantou a proibição de o financiar. Para Portugal, o crédito à exportação do país fornecedor parece a via mais promissora para baixar o juro, com o BEI como complemento. A receita pode ser garantida por contratos de longo prazo com grandes consumidores (como os data centers de Sines), pelo modelo Mankala ou por um contrato por diferença (CfD) com o Estado.
7. A IAEA estima 10–15 anos até à primeira central. Muitas das tarefas preparatórias são baratas e “sem arrependimento”, e podem começar já, em paralelo com o estudo de Custos Totais do Sistema da DGEG. Isso poupará vários anos se a decisão for positiva.
8. Onde construir? Os antigos locais de centrais térmicas já têm rede, acessos e tradição industrial, e são bons candidatos à partida. É o caso do Pego, no interior, com rede e ferrovia (a principal incógnita é o caudal do Tejo em anos secos), e de Sines, com água do mar, rede, porto e grande consumo próximo. Também nós de 400 kV como Lavos (Figueira da Foz) merecem estudo. A escolha final deve resultar de um levantamento nacional de locais segundo os critérios da IAEA.

1 Porquê considerar o nuclear? Custos de sistema e segurança de abastecimento

O que o LCOE mede e o que deixa de fora

• O LCOE é o preço médio a que a energia de uma central tem de ser vendida para cobrir os seus custos. Não diz quando a energia é produzida, qual o seu valor de mercado nesse momento, nem quanto custam a reserva, o armazenamento, o reforço da rede e os serviços de estabilidade.
• Os custos de sistema sobem muito com a quota de renováveis intermitentes (solar e eólica), porque exigem mais armazenamento, reserva e serviços de estabilidade. Segundo a OCDE-NEA, os custos de sistema adicionais sobem de ~8 USD com 10% de renováveis variáveis para ~50 USD com 75%, por MWh produzido por essas renováveis. Nesse cenário, o custo total passa de ~65 para ~130 USD/MWh ^[1].
• Os custos de rede não são triviais: em 2025, as redes custaram ~45 €/MWh na fatura doméstica e ~21 €/MWh na indústria em média tensão, contra ~70 €/MWh no mercado diário (valores em € de setembro de 2026) ^{[2, 3, 4]}.
• Os geradores síncronos (nuclear, hídrica, gás) dão inércia à rede de forma natural. Um sistema dominado por inversores precisa de equipamento extra para a garantir, e a proposta de caderno de encargos do estudo da DGEG prevê contabilizar esses custos ^[5].
• O apagão de 28 de abril de 2025 tem os seus prejuízos estimados em mais de 2 mil milhões € só para as empresas portuguesas, segundo um inquérito da AIP ^[6], o que realça a importância de um sistema estável.

Então porque é que a eletricidade em Portugal ainda é relativamente barata?

• Em boa parte, porque a hídrica, com 8,4 GW dos quais 3,6 GW de bombagem, já está construída e serve de “armazenamento” barato do sistema ^[7].
• Mas a hídrica varia muito de ano para ano (Figura 1). Em 2022, um ano seco, produziu 6,4 TWh e o gás 16,4 TWh. Em 2024–2025, anos húmidos, a hídrica produziu ~14,5 TWh e o gás 4,9–7,6 TWh ^{[16, 17, 7]}.
• Os aproveitamentos hídricos mais favoráveis já estão feitos. Se a produção renovável variável crescer muito, a capacidade da hídrica para equilibrar oferta e procura ao longo do tempo satura.
• A procura está a crescer. Em 2025 o consumo bateu o recorde, com 53,0 TWh ^[7]. A EDP prevê que a procura cresça 4,5% ao ano entre 2026 e 2035 ^[18]. O campus de data centers de Sines prevê 1,2 GW ^[19], o que daria até ~10 TWh/ano a plena utilização, ~20% do consumo atual.

O risco está nos anos extremos, não no ano médio

• Para Portugal, o cenário a temer é a combinação de ano seco, vários dias seguidos de pouco vento e interligação fraca.
• Na Alemanha, em novembro e dezembro de 2024, houve episódios de Dunkelflaute com preços acima de 300 €/MWh e picos acima de 900 €/MWh. Foi usado quase todo o parque controlável ^[20], e as importações chegaram a uma média de 10,5 GW durante três dias ^[15].
• A Península Ibérica tem apenas ~2–3% de capacidade de interligação com o resto da Europa, longe da meta da UE de 15% para 2030. A nova ligação do Golfo da Biscaia (+2,2 GW) só chega em 2028 ^{[21, 22]}.
• A eólica está a envelhecer. A 1.ª vaga de parques, ligada sobretudo entre 2005 e 2010, chega ao fim da vida útil de projeto (20–25 anos) entre ~2025 e 2035. No fim de 2010 estavam em serviço ~4 GW, cerca de 3/4 da potência eólica hoje ligada à rede pública ^{[23, 24, 25, 7]}. É possível renovar os parques (repowering), mas a decisão sobre o que construir tem de ser tomada agora.

O estudo de Custos Totais do Sistema (DGEG) é a peça central

• A proposta de caderno de encargos (abril de 2026, em discussão pública até 5 de maio) prevê cenários para 2035 e 2050, comparando o nuclear, o gás, a eólica offshore e uma interligação a Marrocos. Inclui custos de rede, armazenamento, reservas e inércia. O estudo será encomendado através da REN, após consulta a pelo menos 3 entidades, e não deve durar mais de 180 dias, seguindo-se ≥ 30 dias de debate público. Até ao início de outubro de 2026, a DGEG não tinha anunciado a adjudicação nem resultados ^{[5, 26, 27]}.
• Os dados do sistema elétrico nacional podem ser explorados de forma simples em portugal-electricity-mix.vercel.app, ferramenta desenvolvida pelo autor com dados da ENTSO-E e mais fácil de usar do que o Data Hub da REN ^[28].

2 Porque é que o nuclear tem sido caro no Ocidente?

Principais causas

• Perda de experiência técnica e de gestão. Os EUA e a França passaram décadas sem construir reatores e perderam equipas e cadeias de fornecimento. Os custos elevados e as derrapagens não são uma característica inerente da tecnologia nuclear. Resultam de cadeias de fornecimento fracas e de pouca experiência recente de construção ^[29]. Países como a Coreia do Sul, China, entre outros, têm demonstrado mais consistentemente bom desempenho na execução de projetos nucleares.
• Construção iniciada com o projeto incompleto, o que obriga a refazer trabalho.
  • Vogtle 3/4 (EUA, AP1000). O custo passou de ~14 para mais de 30 mil milhões USD, com vários anos de atraso. O Departamento de Energia dos EUA (DOE) aponta como causas o projeto incompleto, a fraca garantia de qualidade, a falta de mão-de-obra experiente e a COVID-19 ^{[30, 31]}.
  • Hinkley Point C (Reino Unido, EPR). Segundo a EDF, o projeto exigiu ~7 000 alterações face ao EPR francês, com +35% de aço e +25% de betão ^[32]. O regulador britânico contesta que as suas exigências tenham sido a causa principal ^[33]. O custo subiu de £18 para £35 mil milhões, a preços de 2015 (~£48 mil milhões a preços de 2026), e a 1.ª unidade está agora prevista para 2030 ^{[34, 35, 36]}.
  • Flamanville 3 (França, EPR). O orçamento inicial era de 3,3 mil milhões €; o Tribunal de Contas francês calcula agora 23,7 mil milhões €, incluindo o financiamento. O reator foi ligado à rede em dezembro de 2024, com 12 anos de atraso, e só atingiu a plena potência em dezembro de 2025. A 26 de setembro de 2026 entrou na primeira inspeção completa obrigatória, prevista para ~350 dias. Nela será substituída a tampa da cuba, uma exigência do regulador devido a uma anomalia no aço revelada em 2015 ^{[37, 38]}.
  • Olkiluoto 3 (Finlândia, EPR). O contrato chave-na-mão era de ~3 mil milhões € e previa arranque em 2009. O reator foi ligado à rede em 2022, com custo ≥ 11 mil milhões € ^[39].
• Um modelo muito complexo: o EPR. Na Europa Ocidental, os únicos grandes reatores começados a construir desde 2005 são EPR: Olkiluoto 3, Flamanville 3 e os dois de Hinkley Point C; Sizewell C, aprovada em 2025, também terá dois ^{[40, 41]}. O EPR nasceu de um projeto franco-alemão (Framatome e Siemens) que juntou engenharias diferentes e exigências de segurança nem sempre convergentes, uma das causas das dificuldades de construção, segundo o Tribunal de Contas francês ^[42]. Face ao antecessor francês, o N4, leva quase o dobro do betão, 3,5 vezes o aço e 1,7 vezes a tubagem, para só ~9% mais potência ^{[42, 40]}. Na China, o mesmo modelo foi mais rápido: os dois EPR de Taishan foram os primeiros do mundo a funcionar, ~9 anos após o primeiro betão, contra ~17–18 em Olkiluoto 3 e Flamanville 3, embora com ~5 anos de atraso e ~60% acima do orçamento ^{[40, 43]}.
• Primeiras unidades de cada modelo (first-of-a-kind, FOAK). Todos estes casos foram a primeira unidade do seu modelo no país, e a curva de aprendizagem é real: segundo o DOE, Vogtle 4 custou ~30% menos do que Vogtle 3 ^[44].
• Capital caro. Os juros, na obra e na operação, representam ~31% do custo nivelado (LCOE) a uma taxa real de 3%, ~58% a 7% e ~70% a 10% (Figura 2).
• Os atrasos multiplicam o custo: cada ano a mais de obra mantém o estaleiro a custar dinheiro e, quando há dívida, os juros acumulam-se até à entrada em serviço. Em Hinkley Point C, a EDF estima que mais 12 meses de atraso custariam ~£1 mil milhões, a preços de 2015 ^[35].
• COVID-19 e cadeias de fornecimento. A pandemia afetou praticamente todas as obras em curso, incluindo Vogtle e Hinkley Point C ^{[30, 45]}.

Não é um problema exclusivo do nuclear: é um problema de megaprojetos no Ocidente

Tal como no nuclear, as causas mais apontadas são projetos pouco maduros e trabalho subestimado, a que se juntam a integração de sistemas e surpresas geológicas ^{[48, 51, 54, 61]}.

A maior parte do custo é construção civil, não o reator

Os equipamentos da ilha nuclear (reator e sistemas associados) representam apenas 10–22% do custo de construção overnight (sem juros). O estaleiro, o arrefecimento e a instalação, ou seja, sobretudo engenharia civil e montagem, pesam 46–50% (Tabela 2) ^[63]. Por isso, o desafio é sobretudo de gestão de obra.

Como baixar o custo

1. Ter o projeto 100% concluído antes do primeiro betão e escolher um modelo com unidades de referência já construídas.
2. Construir em série: várias unidades iguais, idealmente no mesmo local.
3. Contratar uma gestão de obra experiente, com historial recente de entregas, e repartir o risco contratualmente, para que as derrapagens causadas pelo construtor fiquem a cargo dele: por exemplo, contratos chave-na-mão ou a preço fixo, como em Olkiluoto 3, Barakah ou Dukovany II. Só protege o promotor se o fornecedor aguentar as perdas: a Westinghouse entrou em insolvência em 2017 por causa dos contratos a preço fixo de Vogtle e V. C. Summer ^[64].
4. Garantir financiamento barato (secção 5).
5. Manter uma regulação estável e previsível.

3 Custo e prazo não são iguais em todo o lado

Prazos de construção (do primeiro betão à operação comercial)

• Mundo (reatores concluídos até março de 2023): mediana de 6,3 anos e média de 7,5 anos. Nos reatores iniciados depois de 1990, a mediana desce para 5,7 anos (Figura 3) ^[65].
• Por país: no Japão a média é inferior a 5 anos; na Coreia do Sul e na China, inferior a 6 anos. França, EUA e Reino Unido levaram alguns anos mais ^[65].
• O caso mais rápido de um grande reator moderno é Kashiwazaki-Kariwa 6 (Japão, ABWR, 1 356 MWe). Foi ligado à rede apenas 3 anos e 3 meses após o primeiro betão, e a operação comercial começou ao fim de ~4 anos ^[66]. A TEPCO atribui o prazo curto à construção em grandes blocos modulares e a métodos que permitem construir com qualquer meteorologia ^[67].
• Na China, Fuqing 5 (Hualong One/HPR1000) levou 5 anos e 9 meses do primeiro betão à operação comercial, mesmo sendo o primeiro do seu modelo ^[68].

Custos de investimento: ordens de grandeza

• As diferenças explicam-se pela construção contínua, por cadeias de fornecimento maduras, por equipas experientes, por modelos estandardizados, pelo capital barato e pelos custos de mão-de-obra.
• A gestão caótica de alguns projetos ocidentais (EPR, AP1000) não é uma fatalidade. Ainda assim, Portugal terá de importar o know-how, pelo que o historial recente de entregas do fornecedor deve ser um critério central de escolha.

Que fornecedores poderiam construir em Portugal? (avaliação do autor)

Avaliados pelo historial recente de entregas, estes são hoje os principais candidatos:

• KHNP/KEPCO (Coreia do Sul). Construiu os 4 reatores de Barakah (Emirados), em grande parte a preço fixo. Entraram em operação em 2021–2024, ~4 anos depois do previsto, em boa parte por atrasos no arranque e na preparação do operador ^[79]. Ganhou o concurso de Dukovany II (Chéquia) em 2024. Mas, segundo a imprensa coreana, o acordo de 2025 com a Westinghouse impede-a de concorrer na UE fora da Chéquia; se assim for, não pode concorrer em Portugal ^[80].
• CNNC (China). Tem 7 Hualong One em operação comercial (5 na China e 2 no Paquistão); os mais recentes levaram ~5–5,5 anos do primeiro betão à operação ^{[40, 81]}. É o único fornecedor com uma proposta conhecida para Portugal (Tabela 4). Mas há risco político: até hoje nenhum país ocidental avançou com um reator chinês. O Reino Unido pagou em 2022 a saída da CGN, outra empresa estatal chinesa, de Sizewell C, e a Roménia rompeu com ela em 2020 ^{[82, 81]}.
• AtkinsRéalis (Canadá, reatores CANDU). A AECL, a quem comprou a divisão CANDU em 2011, construiu Qinshan III (China, 1998–2003) antes do prazo e 10,6% abaixo do orçamento ^{[40, 83, 84]}. Com a Aecon, renovou os 4 reatores CANDU de Darlington (2016–2026) 4 meses antes do prazo e abaixo do orçamento ^[85]. Usa urânio natural, sem enriquecimento. Mas a última obra nova é de 2007 (o reator 2 de Cernavodă, Roménia), e o novo modelo, o Monark, ainda não foi construído ^{[40, 84]}.
• Westinghouse (EUA), a médio prazo. O AP1000 já não é uma primeira unidade: tem 6 reatores a funcionar desde 2018 (4 na China e 2 nos EUA). Todos chegaram com anos de atraso e Vogtle custou mais do dobro do previsto (secção 2) ^{[40, 81]}. Segundo o MIT, as próximas unidades podem custar até 40% menos ^[76]. Foi escolhido pela Polónia e pela Bulgária ^{[86, 87]}. Fica como opção se essa descida de custo se confirmar.

A Rosatom (Rússia) é o maior exportador de reatores, mas é politicamente inviável. A Finlândia cancelou Hanhikivi 1 em 2022, e a Comissão Europeia comprometeu-se a eliminar as importações nucleares russas ^{[88, 89]}.

A EDF é, tradicionalmente, o maior construtor nuclear da Europa Ocidental. Mas todos os seus projetos recentes resultaram em atrasos e derrapagens orçamentais (secção 2), e perdeu o concurso checo para a KHNP ^[90]. Na avaliação do autor, neste momento não tem uma oferta viável: o EPR é muito complexo, e o EPR2, o EPR1200 (uma versão do EPR2 com ~1 200 MWe, pensada para exportação e proposta à Chéquia) e o SMR da EDF ainda estão em desenvolvimento ^{[72, 91, 92]}.

4 E os SMRs (pequenos reatores modulares)?

Vantagens

• Investimento por unidade muito menor: cada projeto arrisca menos capital, o que pode facilitar o financiamento ^[93]. Também permite fasear a construção e acompanhar a procura: 2 GW podem ser feitos com vários SMRs construídos em sequência.
• Mais flexibilidade na escolha do local: menos exigências de rede local e de água de arrefecimento, e mais locais aceitáveis ^[94].
• Podem fornecer calor a indústrias e a redes de aquecimento urbano ^[95]. Os grandes reatores também o fazem, como Gösgen (Suíça, desde 1979), Temelín (Chéquia, desde 2023) e Haiyang (China, desde 2019) ^{[96, 97, 98]}. Mas o transporte de calor encarece com a distância, e os grandes reatores poderão tipicamente ficar mais longe dos utilizadores. Os SMRs poderão ficar mais perto, com zonas de emergência menores, já possíveis nos EUA e na Finlândia ^{[99, 100]}.

Desvantagens

• Custo por GW mais alto, porque se perde economia de escala. Por MWh, ainda não se sabe: com o mesmo juro, sairiam mais caros, mas um projeto mais pequeno pode conseguir juros mais baixos, e ainda não há dados para saber se isso compensa ^[93].
  • Darlington (Canadá, 4 × BWRX-300, ~1,2 GW): orçamento de 20,9 mil milhões de dólares canadianos, já com juros, ou seja, ~11 mil milhões €/GW; ~16 na 1.ª unidade, que paga a infraestrutura comum, e ~9,3 nas unidades 2 a 4 ^{[101, 102]}. Com juros, é quase o triplo de Barakah (Tabela 3), e é ainda um orçamento.
  • A proposta preliminar da CNNC para Portugal dá ao ACP100 (SMR) ~5,3–8,8 mil milhões €/GW, 1,5 a 1,8 vezes o custo do HPR1000 (Tabela 4) ^[70].
  • NuScale/UAMPS (EUA): o preço-alvo subiu de 58 para 89 USD/MWh, mesmo com subsídios, e o projeto foi cancelado em 2023 ^{[103, 104]}.
• Mais mão-de-obra por GW. Num estudo que simula a construção de 200 GW de nuclear nos EUA, uma frota de BWRX-300 exigiria ~87% mais trabalhadores de construção do que uma frota de AP1000 com a mesma potência ^[105].
• O que encolhe é a parte barata do projeto. O equipamento da ilha nuclear vale apenas 10–22% do custo (Tabela 2). A obra civil, os edifícios auxiliares, a segurança e o licenciamento não diminuem na mesma proporção ^{[63, 105]}.
• A tecnologia ainda é imatura. O Linglong One (ACP100, China), apresentado como o primeiro SMR comercial em terra, tinha a operação comercial prevista para o 1.º semestre de 2026 ^[106]. Em outubro de 2026, segundo a imprensa local, ainda estava em ensaios a quente, sem combustível, com a carga de combustível e a ligação à rede apontadas para o fim do ano ^[107]. Já o HTR-PM chinês, uma central de demonstração com pequenos reatores arrefecidos a gás, está em operação comercial desde dezembro de 2023 ^[108]. A IAEA nota que ainda não há dados que confirmem prazos mais curtos para os SMRs ^[94]. As primeiras unidades serão caras e demorarão a baixar de preço.

O que reduz mesmo os custos: a modularidade

• Os grandes reatores já usam módulos fabricados em fábrica. O AP1000 é montado com grandes módulos estruturais feitos a partir de secções pré-fabricadas; o maior, o CA20 de Vogtle, pesa ~840 t ^[109]. O ABWR de Kashiwazaki-Kariwa 6, construído em grandes blocos modulares, levou ~37 meses do primeiro betão à carga de combustível ^{[110, 67]}. O essencial é passar o máximo de trabalho do estaleiro para a fábrica, independentemente do tamanho do reator.

Grandes reatores ou SMRs?

• Vários países europeus seguem as duas vias. O Reino Unido constrói Hinkley Point C, decidiu avançar com Sizewell C em 2025 e contratou à Rolls-Royce SMR a preparação de três SMRs em Wylfa, com a decisão final de investimento prevista para 2029. A Chéquia contratou Dukovany II à KHNP e prepara um SMR da Rolls-Royce em Temelín. A Polónia negoceia o contrato de três AP1000 e tem um programa privado de BWRX-300. A França prepara os EPR2 e desenvolve o seu SMR, o Nuward ^{[41, 111, 112, 86, 113, 72, 92]}.
• Recomendação: para entrar no nuclear dentro de uma década, o mais seguro é um modelo com unidades de referência a funcionar. Hoje, isso aponta sobretudo para reatores de 3.ª geração avançada (Gen III+) de média ou grande potência. Os SMRs devem ser avaliados em paralelo: se as primeiras unidades, como Darlington, cumprirem custos e prazos, podem tornar-se uma boa opção, sobretudo para fasear o investimento ou fornecer calor.

5 Financiamento e tipos de promotores

• Para um investimento de 4,5 mil milhões €/GW, o LCOE é de ~43 €/MWh a 3%, ~70 €/MWh a 7% e ~97 €/MWh a 10%. O reator é o mesmo; só muda o custo do dinheiro.
• O modelo de financiamento pesa muito no custo (zonas sombreadas, indicativas): com dívida do Estado ou crédito à exportação, ~37–48 €/MWh; com CfD ou RAB, ~59–79 €/MWh; com um promotor privado sem garantias, ~88 €/MWh ou mais.
• Por isso, num concurso, as propostas devem ser comparadas com o financiamento incluído, e não só pelo preço do contrato.
• Para comparação, o preço médio do mercado diário em Portugal foi de ~70 €/MWh em 2025 e de ~82 €/MWh em 2026 até 21 de outubro (em € de setembro de 2026) ^[4].
• A IEA/NEA chega a valores do mesmo tipo: a componente de investimento do LCOE do EPR francês é de 21 USD/MWh a 3% e de 73 USD/MWh a 10% ^[69].

O custo do capital baixa de duas formas: com dinheiro mais barato ou com menos risco, garantindo uma receita previsível, para que credores e acionistas peçam menos.

De onde vem o dinheiro

• Estado: empréstimo e capital. Em regra, é um auxílio de Estado e precisa de aprovação da Comissão Europeia. Em Dukovany II (Chéquia), o Estado empresta o dinheiro de toda a construção, estimado em 23–30 mil milhões €: sem juros durante a obra e depois ao custo da dívida pública mais 1 ponto (mínimo de 2% ao ano), a devolver em 30 anos com as receitas da central ^[74]. É também dono de 80% da empresa do projeto; a elétrica ČEZ tem os outros 20% ^[118]. No Reino Unido, o banco de fomento do Estado empresta até £36,6 mil milhões dos £38 mil milhões de Sizewell C ^{[119, 41]}.
• Créditos à exportação (Export Credit Agencies, ECAs). O país fornecedor empresta ou garante parte do financiamento, a prazos longos, para ganhar o contrato.
  • Coreia → Emirados (Barakah): 2,5 mil milhões USD a 18 anos ^[39].
  • França → Finlândia (Olkiluoto 3): empréstimo de 570 M€, garantido a 95% ^[120]; França → Reino Unido (Sizewell C): garantia sobre £5 mil milhões de empréstimos ^[121].
  • China → Paquistão (Karachi 2/3): 6,7 mil milhões USD a 20 anos, em três tranches a 2%, 6% e 1% (média ~3,3%) ^[39].
  • Rússia → Egito (El Dabaa): 25 mil milhões USD a 22 anos, a 3% ^{[122, 123]}.
• Banco Europeu de Investimento (BEI). Tradicionalmente reticente em relação ao nuclear, está a mudar. A presidente Nadia Calviño defende-o ^[124]. O banco emprestou 400 M€ à Orano para enriquecimento de urânio (2025) ^[125] e aprovou, em julho de 2026, um empréstimo de 800 M€ para a extensão de vida do reator 1 de Cernavodă, na Roménia ^[126]. Em 2026, fez ainda o seu primeiro investimento em SMRs: até 40 M€ na finlandesa Steady Energy, que desenvolve um pequeno reator para aquecimento urbano ^[95].
• Taxonomia da UE e obrigações verdes (green bonds). O nuclear está na taxonomia da UE; a Áustria contestou, perdeu no Tribunal Geral em 2025 e recorreu para o Tribunal de Justiça ^{[127, 128]}. A EDF já emitiu obrigações verdes para nuclear (2023, 1 mil milhões €) ^[129]. Pouco baixam o juro, que continua a ser o do emitente: na zona euro, o desconto médio face às obrigações normais foi de ~0,04 pontos percentuais em 2016–2021 ^[130]. A vantagem é chegar a mais investidores.
• Banco Mundial. Levantou em junho de 2025 a proibição de financiar nuclear. Só empresta a países em desenvolvimento, mas é um sinal de mudança ^[131].

Receita previsível, juros mais baixos

• Contratos de longo prazo (PPA) com grandes consumidores. O comprador compromete-se a comprar a energia durante anos, e os bancos emprestam contra essa receita. As grandes tecnológicas estão a contratar nuclear: a Microsoft vai comprar, com um PPA de 20 anos, a energia de Three Mile Island 1 (835 MW), a reativar pela Constellation; a Amazon fechou 1,9 GW com a Talen (18 mil milhões USD) e a Meta até 6,6 GW até 2035 ^{[132, 133, 134]}. Sines é um candidato natural a este tipo de contrato em Portugal.
• Modelo Mankala (Finlândia). Os acionistas (indústria e empresas municipais de energia) entram com o capital e ficam com a eletricidade a preço de custo, na proporção da sua participação: pagam a sua parte dos custos fixos, usem a energia ou não, e podem consumi-la ou revendê-la ^{[135, 136]}. É esse compromisso que permite à empresa endividar-se barato. Cerca de metade da eletricidade finlandesa vem de empresas deste tipo ^[137].
  • Olkiluoto 3, da TVO, fez-se assim, sem CfD: ~75% de dívida e ~25% de capital e empréstimos subordinados dos acionistas, que não recebem dividendos ^[138]. Parte dos acionistas é pública (a Fortum, detida em ~51% pelo Estado finlandês, tem um quarto da TVO) ^{[139, 140]}. E o contrato chave-na-mão protegeu-os: a TVO estimava investir ~5,5 mil milhões €, e a maior parte do resto da derrapagem ficou com os fornecedores (Areva, então controlada pelo Estado francês, e Siemens) ^{[141, 39]}.
  • Para Portugal: um consórcio de grandes consumidores (indústria eletrointensiva, data centers) teria eletricidade a preço de custo durante a vida da central, menos exposta ao mercado, assumindo a sua parte dos custos e dos riscos; esse compromisso dos acionistas dá segurança aos credores.
• RAB (Regulated Asset Base). Os consumidores começam a pagar a central já durante a obra, com uma pequena parcela na fatura que remunera o capital investido: é preciso pedir menos emprestado e pagam-se menos juros. No Reino Unido, o mecanismo continua depois do arranque, com uma receita anual fixada pelo regulador ^[142].
  • Exemplo: Sizewell C (Reino Unido, 3,2 GW), com decisão final em julho de 2025 e custo de £38 mil milhões. Segundo o Tribunal de Contas britânico, com base em estimativas do Governo, custa £4 por família em 2025–26, a subir até £17–19 por ano antes do arranque ^{[41, 143, 77]}.
  • Ordem de grandeza para Portugal (cálculo próprio). Para 2 unidades com ~11 mil milhões € de investimento, construídas em 6 anos, uma remuneração real de 5% sobre o capital já investido custaria em média ~5 €/MWh aos ~53 TWh consumidos, subindo até ~10 €/MWh no fim da obra. É viável, mas pesa mais do que no Reino Unido, cujo consumo é muito maior.
• Contrato por diferença (CfD) bidirecional. O Estado garante um preço: quando o mercado fica abaixo, paga a diferença; quando fica acima, a central devolve-a. Como qualquer garantia de preço, é uma intervenção no mercado e passa parte do risco para consumidores ou contribuintes; a versão bidirecional limita-a, porque impede lucros extraordinários. A partir de 17 de julho de 2027, qualquer apoio direto ao preço de uma central nova (nuclear, eólica, solar, geotérmica ou hídrica sem albufeira) tem de ter esta forma ou outra equivalente ^{[144, 145]}.
  • Exemplo: Dukovany II: CfD de 40 anos e preço-alvo inferior a 90 €/MWh ^{[146, 147]}. A Comissão Europeia aprovou em abril de 2024 o apoio a uma unidade. O alargamento a duas unidades, a que se referem estes valores, está em investigação aprofundada desde dezembro de 2025, e o Governo checo espera a decisão no início de 2027 ^[146].

E os promotores privados?

• Para um promotor privado, sem apoio do Estado e a vender ao mercado, o capital sai bem mais caro (~88 €/MWh ou mais, Figura 4). Os PPA e o Mankala são a forma de garantir a receita sem o Estado.
• O mais provável é um modelo misto. O Estado pode funcionar como âncora (capital, empréstimo ou garantia), ao lado de investidores privados e de infraestruturas, de grandes consumidores (Mankala ou PPA) e de crédito à exportação do país fornecedor. Sizewell C é um exemplo: Estado com 44,9%, mais La Caisse, Centrica, EDF e Amber ^[41].

6 Como se introduz o nuclear num país estreante?

• Referência de um país estreante rápido: Emirados Árabes Unidos. Decisão política em 2008, lei, regulador e contrato com a KEPCO em 2009, início da construção em julho de 2012 e 1.ª ligação à rede em 2020, ~12 anos no total ^[79].
• Um aviso de realismo: Dukovany II (Chéquia). Mesmo num país com experiência nuclear, o contrato foi assinado em junho de 2025 e a construção só deve começar em 2029; a meta é iniciar os ensaios em 2036 e a operação comercial em 2038 ^{[155, 90]}.

O que pode começar já (passos “sem arrependimento”, de custo baixo)

1. Criar a NEPIO, uma pequena equipa interministerial que coordena todo o programa.
2. Estudo de pré-viabilidade e levantamento de locais (site survey), em ~1 ano ^[154]. Antigas centrais térmicas já ligadas à rede de muito alta tensão, como o Pego ou Sines, são candidatos óbvios a avaliar (secção 7).
3. Começar já a monitorizar os locais candidatos (meteorologia, sismicidade, hidrogeologia). A monitorização no local exige pelo menos um ano completo de registos (alguns reguladores pedem mais). Antes e depois desse ano, a IAEA conta mais ~20–24 meses para adquirir e instalar o equipamento, tratar os dados e apresentar resultados; por isso convém começar cedo. Numa zona sismicamente ativa, o estudo sísmico pode levar ~3 anos ^[154].
4. Regulador. Há duas opções, mas a segunda tem muito mais incerteza jurídica:
   • Regulador nacional, em cooperação com Espanha (a via mais rápida):
     • partir da Autoridade Reguladora Nacional que já existe (APA e IGAMAOT, desde 2018) ^[156];
     • fazer um acordo de cooperação com o regulador espanhol (CSN) para formação, apoio técnico e partilha de avaliações, que a diretiva Euratom permite ^[157];
     • adotar a regulamentação de um país com experiência no modelo escolhido, como a IAEA recomenda, e cooperar com o regulador do país fornecedor ^[94].
   • Regulador ibérico único. A diretiva Euratom obriga cada Estado-Membro a ter uma autoridade reguladora competente e independente ^[157]. Não proíbe uma autoridade partilhada, mas não a prevê, e nunca se fez. Exigiria um tratado e leis nos dois países. Há o risco de a Comissão Europeia o contestar; nesse caso, poderia ser preciso alterar a diretiva, o que pode ser moroso.
5. Pré-avaliar os modelos de reator candidatos, aproveitando as avaliações já feitas por reguladores experientes. Por exemplo, o Reino Unido concluiu a avaliação genérica de projeto (GDA) do EPR (2012), do AP1000 (2017), do ABWR (2017) e do HPR1000 (2022) ^{[158, 159]}.
6. Preparar a lei nuclear: licenciamento, responsabilidade civil, resíduos e desmantelamento, salvaguardas.
7. Formar pessoas: um curso de excelência em engenharia nuclear no ensino superior e programas de formação com os fornecedores e com a IAEA. Nos primeiros anos, a empresa operadora pode ter um sócio com experiência, como a KEPCO nos Emirados (18% da operadora, mais 400 técnicos da KHNP até 2030) ^[79]; a responsabilidade pela segurança continua a ser da empresa licenciada e não se delega ^[157].
8. Desenhar o modelo de financiamento (secção 5) e sondar fornecedores e agências de crédito à exportação.
9. Pedir uma missão INIR da IAEA, que avalia o grau de preparação da infraestrutura nacional.
10. Comunicar com o público e envolver as autarquias candidatas desde o início.

Onde estão os maiores riscos do cronograma

1. Contrato. Um concorrente vencido pode contestar a adjudicação, e a Comissão Europeia tem de aprovar o apoio do Estado e pode analisar subsídios estrangeiros ao vencedor. Em Dukovany II aconteceram as três coisas, e um tribunal chegou a travar a assinatura durante um mês ^{[160, 161, 117]}.
   • Lição: critérios de avaliação claros e publicados à partida, para que uma contestação seja rejeitada depressa, e falar com a Comissão desde cedo, já com o âmbito completo do projeto (em Dukovany II, o alargamento à 2.ª unidade obrigou a nova investigação) ^[146].
2. Arranque. Em Barakah, com a obra acabada em 2018, falhas na preparação da empresa operadora, algumas por falta de domínio do inglês, adiaram o arranque pelo menos 18 meses ^[79].
   • Lição: avaliar regularmente a prontidão do operador antes do fim da obra, para corrigir a tempo, e fixar cedo o inglês como língua de trabalho, com exigência de fluência elevada.

7 Onde construir uma central nuclear em Portugal?

Critérios principais

1. Água para arrefecimento, do mar ou de um rio.
   • Em circuito aberto, um reator de 1 GWe capta ~45–50 m³/s, que devolve mais quentes.
   • Com torres de refrigeração capta ~1,2 m³/s e consome por evaporação ~0,7 m³/s ^[163].
   • Exemplo: Cofrentes (Espanha, 1 092 MWe) usa torres de refrigeração com água do rio Júcar, de caudal médio 45 m³/s, e tem uma captação autorizada de 1,1 m³/s ^[164]. Na bacia do Tejo, em Espanha, já funcionam Almaraz, arrefecida pela albufeira de Arrocampo, e Trillo, com torres de refrigeração ^[165].
2. Rede elétrica. O local precisa de ligação à rede de 400 kV com capacidade para escoar 1–3 GW. Reaproveitar a rede existente de antigas centrais poupa linhas novas e anos de licenciamento.
3. Geologia e sismicidade. É preciso excluir falhas ativas, deslizamentos e solos sujeitos a compactação ou liquefação.
   • A sismicidade é maior no Sul: pelo Eurocódigo 8, a aceleração de referência vai de ~0,04–0,08 g no Norte a ~0,25 g no Algarve ^[166].
   • A sismicidade não impede o nuclear, como mostra o Japão, mas encarece o projeto e alonga o estudo do local, que pode levar ~3 anos numa zona sismicamente ativa ^[154].
4. Cheias e riscos externos. Há que avaliar cheias, galgamentos costeiros e tsunamis (a lição de Fukushima), indústrias perigosas e aeroportos próximos, e ainda a densidade populacional e o planeamento de emergência ^[154].
5. Acessos para cargas excecionais.
   • No AP1000, o vaso do reator pesa 278 t e cada gerador de vapor 600–680 t, com 24 m de comprimento ^{[167, 168, 169]}.
   • Em V. C. Summer (EUA), o primeiro gerador de vapor (680 t), fabricado pela Doosan na Coreia, chegou por mar ao porto de Charleston e fez o último troço por ferrovia, num vagão especial ^[169]. Ajuda ter porto, ferrovia ou estradas que suportem estes pesos e dimensões.
6. Impacto económico local e descentralização.
   • Por cada 1 000 MWe, a construção gera ~12 000 anos-trabalho diretos e a operação ~600 empregos diretos permanentes durante ~50 anos. Contando o emprego indireto e induzido, são ~200 000 anos-trabalho ao longo da vida da central ^[170].
   • A central pode ancorar um polo industrial que use a sua eletricidade e o seu calor. Para isso, convém estar perto de boas infraestruturas de transporte para escoar a produção.
   • Isto pesa porque o interior continua a perder população a um ritmo muito superior à média nacional (−2,1% entre 2011 e 2021); Penamacor, por exemplo, perdeu 16% ^{[171, 172]}. Ao mesmo tempo, o país tem 723 mil casas vagas (12%), com a percentagem mais alta no Alentejo (16,5%), enquanto a sobrelotação se concentra no litoral e nas áreas metropolitanas ^{[173, 174]}. Criar emprego qualificado no interior ajuda a fixar população e pode aliviar a pressão sobre a habitação no litoral.

Locais frequentemente referidos (avaliação preliminar)

Recomendações

• Fazer o levantamento nacional de locais (secção 6) com critérios explícitos:
  • de exclusão: sismicidade e geologia, cheias e tsunamis, riscos externos;
  • de preferência: água, rede de 400 kV existente, acessos e impacto regional positivo.
• Começar já a monitorizar (meteorologia, hidrologia, sismicidade) os 2–3 locais mais promissores, porque são precisos pelo menos 12 meses de dados.
• No Pego, fazer um estudo específico dos caudais do Tejo em anos secos e com cenários climáticos, articulado com Espanha no quadro da Convenção de Albufeira.

8 Análise SWOT: nuclear em Portugal

Âmbito e limitações

• Este documento reúne informação pública, com fontes, para apoiar um debate informado. Não é um estudo de custos totais do sistema nem substitui o estudo da DGEG.
• Os custos citados têm bases diferentes (com ou sem financiamento, preços de anos diferentes, projeções e custos finais) e servem para dar ordens de grandeza, não para comparações exatas.
• As estimativas de fornecedores são indicativas e não foram verificadas de forma independente.
• A lista de locais é ilustrativa: nenhum local foi objeto de estudo de caracterização.
• Os dados estão atualizados à data da versão indicada no topo. Projetos em curso mudam depressa; as alterações ficam registadas no histórico de versões.

Sobre o autor

Diogo Valada é Engenheiro Físico (Instituto Superior Técnico) e autor do Portugal Electricity Mix Tracker, uma ferramenta para explorar os dados do sistema elétrico português. Este documento é independente: foi escrito a título pessoal, sem financiamento nem encomenda de qualquer entidade.

Correções e sugestões são bem-vindas: contacte o autor pelo LinkedIn, enviando um pedido de ligação com uma nota.

Como citar

O texto e as figuras próprias deste documento estão disponíveis sob a licença CC BY 4.0: podem ser reutilizados, incluindo para fins comerciais, desde que se cite a fonte. As figuras e os dados de terceiros mantêm as licenças originais.

Histórico de versões

1. Versão 1.0 23 de outubro de 2026 · PDF

   • Primeira versão.

Referências

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3. ERSE, «Tarifas e preços para a energia elétrica e outros serviços em 2025», dez. 2024, p. 282, figura 5-26 (preço médio de referência de venda a clientes finais; uso de redes e gestão do sistema, sem CIEG, em média tensão: 0,0203 €/kWh), convertido pelo autor para € de setembro de 2026 com o IHPC de Portugal (Eurostat). https://www.erse.pt/media/xczdo4as/tep-se-2025.pdf
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15. Wood Mackenzie, «Wood Mackenzie study reveals critical risks of Europe's dunkelflaute renewable energy droughts», 2025. https://www.woodmac.com/press-releases/wood-mackenzie-study-reveals-critical-risks-of-europes-dunkelflaute-renewable-energy-droughts/
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49. Landtag Baden-Württemberg, «Stuttgart 21», comunicado, 29 abr. 2009 (obras de 2010 a 2019). https://www.landtag-bw.de/de/aktuelles/pressemitteilungen/stuttgart-21–413518
50. Ministerium für Verkehr Baden-Württemberg, «Finanzierung» (acordo de financiamento de 2 abr. 2009: 3,076 mil milhões € e reserva de 1,45 mil milhões €, até 4,526 mil milhões €), consultado em out. 2026. https://vm.baden-wuerttemberg.de/de/mobilitaet-verkehr/bahn-und-bus/ausbau-der-infrastruktur-auf-der-schiene/ausbauprojekte/stuttgart-21/finanzierung
51. Deutsche Bahn, «Stuttgart 21: Deutsche Bahn stellt Inbetriebnahmeplan neu auf», 26 jun. 2026 (14,5 mil milhões €; nova estação em dezembro de 2031; causas). https://www.deutschebahn.com/de/presse/pressestart_zentrales_uebersicht/Stuttgart-21-Deutsche-Bahn-stellt-Inbetriebnahmeplan-neu-auf–13956556
52. Transport for London, «Construction of Crossrail begins as foundations laid for new Canary Wharf station», 15 maio 2009 (15,9 mil milhões £, com contingência e inflação; serviço a partir de 2017). https://tfl.gov.uk/info-for/media/press-releases/2009/may/construction-of-crossrail-begins-as-foundations-laid-for-new-canary-wharf-station
53. Transport for London, «Elizabeth line to open on 24 May 2022», 4 maio 2022. https://tfl-newsroom.prgloo.com/news/tfl-press-release-elizabeth-line-to-open-on-24-may-2022
54. National Audit Office, «Crossrail – a progress update», 9 jul. 2021 (custo previsto de 18,9 mil milhões £, sem comboios nem depósito; causas das derrapagens). https://www.nao.org.uk/wp-content/uploads/2021/07/Crossrail-a-progress-update-2.pdf
55. Governo da Colúmbia Britânica, «Site C to provide more than 100 years of affordable, reliable clean power», 16 dez. 2014 (8,335 mil milhões CAD mais 440 milhões de reserva; obra de 8 anos a partir de 2015; energia no sistema em 2024). https://news.gov.bc.ca/releases/2014PREM0128-001896
56. BC Hydro, «Site C construction progressing on schedule and on budget», 22 dez. 2016 (obra iniciada em 2015). https://www.bchydro.com/news/press_centre/news_releases/2016/site-c-construction-update.html
57. BC Hydro, «2025/26 Annual Service Plan Report», jul. 2026 (Site C em plena operação desde agosto de 2025; custo previsto de 16 mil milhões CAD, dos quais 14,9 já gastos). https://www.bcbudget.gov.bc.ca/Annual_Reports/2025_2026/pdf/agency/bchydro.pdf
58. Resolução do Conselho de Ministros n.º 173/2018, de 14 de dezembro (plano Rato–Cais do Sodré; 210,2 milhões €, sem IVA). https://diariodarepublica.pt/dr/detalhe/resolucao-conselho-ministros/173-2018-117384027
59. Governo de Portugal, «Aprovadas expansões dos metros de Lisboa e do Porto», 13 dez. 2018 (conclusão prevista para 2023). https://portugal.gov.pt/gc21/comunicacao/comunicados/aprovadas-expansoes-dos-metros-de-lisboa-e-do-porto
60. Metropolitano de Lisboa, cronologia «2021» (consignação da construção Rato–Santos, 14 abr. 2021). https://www.metrolisboa.pt/institucional/2026/03/18/2021/
61. Resolução do Conselho de Ministros n.º 80/2026, de 11 de maio (investimento atualizado para 379,1 milhões €, sem IVA; causas dos atrasos e trabalhos adicionais). https://diariodarepublica.pt/dr/detalhe/resolucao-conselho-ministros/80-2026-1118713682
62. Metropolitano de Lisboa, «Fundos europeus», ficha da Linha Circular (conclusão prevista para o 1.º trimestre de 2027), consultado em out. 2026. https://projetos.metrolisboa.pt/expansao/fundos-europeus/
63. D. Petti, J. Buongiorno, M. Corradini, J. Parsons et al., «The Future of Nuclear Energy in a Carbon-Constrained World», MIT Energy Initiative, 2018 (Tabela 2.2). https://energy.mit.edu/research/publications-reports/future-nuclear-energy-carbon-constrained-world
64. Congressional Research Service, «Westinghouse Bankruptcy Filing Could Put New U.S. Nuclear Projects at Risk», CRS Insight IN10689, 19 abr. 2017 (contratos a preço fixo de 2008: a Westinghouse e a Toshiba assumiam a maior parte do risco de atrasos e derrapagens). https://www.everycrsreport.com/reports/IN10689.html
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66. World Nuclear Association, Reactor Database – Kashiwazaki Kariwa-6. https://world-nuclear.org/nuclear-reactor-database/details/KASHIWAZAKI%20KARIWA-6
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70. CNNC Overseas Ltd. (China National Nuclear Corporation), «Preliminary Proposal – Deployment of Nuclear Power Project in Portugal», jan. 2025. Obtida pelo Eng. Pedro Sampaio Nunes nos seus contactos com a CNNC Overseas (CNOS); a tabela de custos (Tabela 2-1) foi apresentada numa sessão da Associação Industrial Portuguesa (AIP). Cópia alojada neste site. https://nuclear-em-portugal.vercel.app/documentos/cnnc-proposta-preliminar-portugal-2025.pdf
71. NucNet, «ENEC announces formal closing of $24.4bn financial package for Barakah», 20 out. 2016 (inclui os juros da obra e o primeiro combustível). https://www.nucnet.org/news/enec-announces-formal-closing-of-24-4bn-financial-package-for-barakah
72. EDF, «EDF présente son devis prévisionnel du programme EPR2 à hauteur de 72,8 Md€», 18 dez. 2025 (custo de construção a preços de 2020, sem financiamento, segundo a Comissão Europeia, JO C/2026/2619). https://www.edf.fr/groupe-edf/espaces-dedies/journalistes/tous-les-communiques-de-presse/edf-presente-son-devis-previsionnel-du-programme-epr2-a-hauteur-de-728-mdeu
73. World Nuclear News, «KHNP sets out plans for USD18.6bn Czech nuclear project», 2025. https://world-nuclear-news.org/articles/khnp-sets-out-plans-for-usd186bn-czech-nuclear-project
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75. Comissão Europeia, «Commission approves State aid for the construction and operation of Poland's first nuclear power plant», IP/25/2963, 9 dez. 2025. https://ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/en/ip_25_2963
76. K. Shirvan, MIT CANES, «2024 Total Cost Projection of Next AP1000», MIT-ANP-TR-201, jul. 2024. https://web.mit.edu/kshirvan/www/research/ANP201%20TR%20CANES.pdf
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78. Banco Central Europeu, taxas de câmbio de referência, média anual de 2025 (1 € = 1,1300 USD; 0,8568 GBP; 1,5787 CAD; 24,688 CZK; 4,2397 PLN). https://data.ecb.europa.eu/data/datasets/EXR
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83. AECL, comunicado sobre o 5.º aniversário de Qinshan III, reproduzido por Electricity Forum, out. 2008 (112 dias antes do prazo e 10,6% abaixo do orçamento). https://www.electricityforum.com/news-archive/oct08/ChinamarksfifthanniversaryofCANDUplant
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97. oEnergetice.cz / ČTK, «Horkovod z Temelína do Budějovic dodá ročně 750 TJ tepla, stál 1,69 mld. Kč», 18 out. 2023. https://oenergetice.cz/teplarenstvi/horkovod-z-temelina-do-budejovic-doda-rocne-750-tj-tepla-stal-169-mld-kc
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99. NRC, «Emergency Preparedness for Small Modular Reactors and Other New Technologies», regra final, Federal Register 88 FR 80050, 16 nov. 2023. https://www.federalregister.gov/documents/2023/11/16/2023-25163/emergency-preparedness-for-small-modular-reactors-and-other-new-technologies
100. STUK (regulador finlandês), decisão 2/0002/2024, 20 jun. 2024, com base no regulamento STUK Y/2/2024, em vigor desde 1 fev. 2024: revoga as zonas fixas de 5 e 20 km da guia YVL A.2 (em finlandês). https://finlex.fi/api/media/authority-regulation/545226/mainPdf/main.pdf
101. Ontario Power Generation, «Management's Discussion & Analysis» do exercício de 2025, 12 mar. 2026 (custo total de 20,9 mil milhões CAD, com juros, escalada e contingência; 1.ª unidade e infraestrutura comum: 7,7 mil milhões). https://oeb.ca/sites/default/files/Financial%20Statements%20-%202025-Q4-OPG-PR-MDA-FS-FINAL.pdf
102. World Nuclear News, «Canada's first SMR project: How is CAD20.9 billion cost calculated?», 2025. https://world-nuclear-news.org/articles/what-is-the-budget-for-canadas-first-smr-project
103. IEEFA, «Eye-popping new cost estimates released for NuScale small modular reactor», 2023. https://ieefa.org/resources/eye-popping-new-cost-estimates-released-nuscale-small-modular-reactor
104. NuScale Power, «Utah Associated Municipal Power Systems (UAMPS) and NuScale Power Agree to Terminate the Carbon Free Power Project», 8 nov. 2023. https://www.nuscalepower.com/press-releases/2023/utah-associated-municipal-power-systems-and-nuscale-power-agree-to-terminate-the-carbon-free-power-project
105. W. R. Stewart, G. R. Wilkinson, J. B. Krellenstein, «Evaluating Labor Needs for Fleet-Scale Deployments of Large vs. Small Modular Light Water Reactors», Nuclear Engineering and Design, 2025, doi:10.1016/j.nucengdes.2025.114377. https://alvaenergy.io/wp-content/uploads/2026/02/EvaluatingLaborNeeds_StewartWilkinsonKrellenstein.pdf
106. World Nuclear News, «Chinese SMR completes non-nuclear steam start-up test», jan. 2026. https://wnn.world-nuclear.org/articles/chinese-smr-completes-non-nuclear-steam-start-up-test
107. NucNet, «Hot Testing Begins At China's Linglong-1 Small Modular Reactor», 7 out. 2026. https://www.nucnet.org/news/hot-testing-begins-at-china-s-linglong-1-small-modular-reactor-10-3-2026
108. World Nuclear News, «China's demonstration HTR-PM enters commercial operation», 6 dez. 2023. https://www.world-nuclear-news.org/articles/chinese-htr-pm-demo-begins-commercial-operation
109. World Nuclear News, «Largest module in place at second Vogtle AP1000», 23 ago. 2016. https://www.world-nuclear-news.org/articles/largest-module-in-place-at-second-vogtle-ap1000
110. NEI Magazine, «Ten reactor-years of ABWR experience». https://www.neimagazine.com/analysis/ten-reactor-years-of-abwr-experience/
111. World Nuclear News, «Contract signed for delivery of UK's first SMRs», 13 abr. 2026. https://world-nuclear-news.org/articles/contract-signed-for-delivery-of-uks-first-smrs
112. World Nuclear News, «Czech SMR project - early works contract signed», 27 abr. 2026. https://www.world-nuclear-news.org/articles/czech-smr-project—early-works-contract-signed
113. World Nuclear News, «Polish developer applies for state funding for three SMR plants», 30 jun. 2026. https://world-nuclear-news.org/articles/polish-developer-applies-for-state-funding-for-three-smr-plants
114. OCDE, «Commercial Interest Reference Rates (CIRRs)», 6 out. 2026 (taxa mínima para créditos à exportação de longo prazo em euros, válida de 15 out. a 14 nov. 2026). https://www.oecd.org/content/dam/oecd/en/topics/policy-sub-issues/financing-terms-and-conditions/cirrs.pdf
115. Hungria, Lei XXIV de 2014 sobre o empréstimo estatal russo para Paks II, Magyar Közlöny n.º 91, 3 jul. 2014 (art. 4.º); a alteração de 2021 não mudou as taxas. https://magyarkozlony.hu/dokumentumok/f9657a489cd4e88c697e474c47478b80ee0d8dc5/letoltes
116. National Audit Office (Reino Unido), «Hinkley Point C», HC 40, sessão 2017-18, 23 jun. 2017 (par. 1.17–1.18 e Apêndice Quatro). https://www.nao.org.uk/wp-content/uploads/2017/06/Hinkley-Point-C.pdf
117. Comissão Europeia, Decisão (UE) 2025/429, auxílio de Estado SA.58207 (Dukovany II), JO L de 12 mar. 2025 (considerandos 94 e 141–143). https://eur-lex.europa.eu/eli/dec/2025/429/oj
118. World Nuclear News, «Czech state takes 80% stake in new nuclear project». https://wnn.world-nuclear.org/articles/czech-state-takes-80-stake-in-new-nuclear-project
119. National Wealth Fund, «National Wealth Fund backs UK nuclear ambitions with milestone Sizewell C financing», 22 jul. 2025. https://www.nationalwealthfund.org.uk/news-and-publications/news/national-wealth-fund-backs-uk-nuclear-ambitions-with-milestone-sizewell-c-financing/
120. Comissão Europeia, Decisão 2008/281/CE, de 25 set. 2007, relativa ao auxílio C 45/06 (Olkiluoto 3), considerandos 36 e 39: empréstimo de 570 M€ garantido pela Coface em nome do Estado francês, com cobertura de 95%; juro EURIBOR mais margem não divulgada. https://eur-lex.europa.eu/legal-content/PT/TXT/?uri=CELEX:32008D0281
121. Ministério francês da Economia, «La France soutient l'industrie française à l'international à travers la garantie d'un prêt de 5 milliards de livres sterling via Bpifrance Assurance Export pour la construction de la centrale nucléaire Sizewell C», 4 nov. 2025 (cobertura dos bancos até £4,7 mil milhões). https://presse.economie.gouv.fr/la-france-soutient-lindustrie-francaise-a-linternational-a-travers-la-garantie-dun-pret-de-5-milliards-de-livres-sterling-via-bpifrance-assurance-export-pour-la-construction-de-la-centrale-nucleaire/
122. World Nuclear News, «Egyptian and Russian leaders prepare for Dabaa», 5 set. 2017 (empréstimo estatal russo de 25 mil milhões USD, ~85% do custo, a 3%, com reembolso a partir de outubro de 2029). https://www.world-nuclear-news.org/articles/egyptian-and-russian-leaders-prepare-for-dabaa
123. Egyptian Streets, «Egypt's President Approves 5 Billion Russian Loan For Nuclear Plant», 20 maio 2016 (segundo o jornal oficial egípcio: 3% ao ano, reembolso em 22 anos e 43 prestações). https://egyptianstreets.com/2016/05/20/egypts-president-approves-25-billion-russian-loan-for-nuclear-plant/
124. Euronews, «EIB president backs nuclear power as she outlines new vision», fev. 2024. https://www.euronews.com/business/2024/02/27/eib-president-backs-nuclear-power-as-she-outlines-new-vision
125. BEI, «EIB and Orano sign a loan agreement for 400 million euros relating to the project to extend the Georges Besse 2 uranium enrichment plant», mar. 2025. https://www.eib.org/en/press/all/2025-130-eib-and-orano-sign-a-loan-agreement-for-400-million-euros-relating-to-the-project-to-extend-the-georges-besse-2-uranium-enrichment-plant
126. BEI, «EIB Group approves over €17 billion in new financing including for Romanian nuclear power […]», jul. 2026. https://www.eib.org/en/press/all/2026-253-eib-group-approves-over-eur17-billion-in-new-financing-including-for-romanian-nuclear-power-and-ukraine-eu-border-crossings
127. World Nuclear News, «Nuclear has a place in EU taxonomy, court rules» (Tribunal Geral da UE, processo T-625/22), set. 2025. https://world-nuclear-news.org/articles/nuclear-has-a-place-in-eu-taxonomy-court-rules
128. Processo C-739/25 P, República da Áustria contra Comissão Europeia, recurso interposto em 18 nov. 2025 do acórdão do Tribunal Geral de 10 set. 2025 (T-625/22), EUR-Lex. https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/?uri=CELEX:62025CN0739
129. EDF, «Green bonds» (primeira obrigação verde europeia com nuclear, €1 mil milhões, nov. 2023). https://edf.fr/en/the-edf-group/dedicated-sections/investors/bonds/green-bonds
130. A. Pietsch e D. Salakhova, «Pricing of green bonds: drivers and dynamics of the greenium», BCE, Working Paper n.º 2728, set. 2022 (obrigações da zona euro, 2016–2021: desconto de ~4 pontos base; 5,3 com revisão externa). https://www.ecb.europa.eu/pub/pdf/scpwps/ecb.wp2728~7baba8097e.en.pdf
131. NucNet, «World Bank lifts longstanding ban on nuclear energy financing in historic shift», jun. 2025. https://www.nucnet.org/news/world-bank-lifts-longstanding-ban-on-nuclear-energy-financing-in-historic-shift-6-4-2025
132. Constellation, «Constellation to Launch Crane Clean Energy Center, Restoring Jobs and Carbon-Free Power to The Grid», set. 2024. https://www.constellationenergy.com/news/2024/Constellation-to-Launch-Crane-Clean-Energy-Center-Restoring-Jobs-and-Carbon-Free-Power-to-The-Grid.html
133. POWER, «Talen, Amazon launch $18B nuclear PPA», 2025. https://www.powermag.com/talen-amazon-launch-18b-nuclear-ppa-a-grid-connected-ipp-model-for-the-data-center-era/
134. World Nuclear News, «Meta announces 'landmark' agreements for new nuclear», jan. 2026. https://world-nuclear-news.org/articles/meta-announces-landmark-agreements-for-new-nuclear
135. TVO, «Finances» (modelo de preço de custo: os acionistas pagam todos os custos e recebem a eletricidade para consumo próprio ou para vender a terceiros), consultado em out. 2026. https://www.tvo.fi/en/index/company/finances.html
136. Pohjolan Voima, «Articles of Association» (tradução não oficial, versão de 14 out. 2024), ações da série B2. https://www.pohjolanvoima.fi/wp-content/uploads/2026/03/pvo-articles-of-association-14102024.pdf
137. Pohjolan Voima, «The cost-price Mankala operating model in electricity production», 2026. https://www.pohjolanvoima.fi/wp-content/uploads/2026/03/the-cost-price-mankala-operating-model-in-electricity-production.pdf
138. N. Barkatullah, «Identification and Discussion of Various Nuclear Power Project Finance Models», IFNEC Steering Group Meeting and Finance Panel, Bucareste, 9 maio 2014. https://www.ifnec.org/ifnec/upload/docs/application/pdf/2016-02/finance_and_project_structuring_panel-review_of_financing_models_nadira_barkatullah.pdf
139. TVO, «TVO Group» (acionistas por série de ações; série B, Olkiluoto 3: Pohjolan Voima 60,2%, Fortum 25,0%, Oy Mankala 8,2%, EPV Energia 6,6%), consultado em out. 2026. https://www.tvo.fi/en/index/company/administrationandmanagement/tvogroup.html
140. Fortum, «Hallinnointi 2025» (relatório de governo societário: o Estado finlandês detém 51,26% das ações). https://www.fortum.com/fi/files/fortum-hallinnointi-2025
141. World Nuclear News, «Olkiluoto 3 EPR parties agree settlement», 12 mar. 2018 (contrato de 3,2 mil milhões €; investimento total da TVO estimado em ~5,5 mil milhões €). https://world-nuclear-news.org/articles/olkiluoto-3-epr-parties-agree-settlement
142. Nuclear Liabilities Financing Assurance Board (Reino Unido), «Annex 4: Key differences with Hinkley Point C relating to the FAP», 2025 (a Sizewell C tem direito a uma receita autorizada, fixada anualmente na licença económica, através de receitas de mercado e de pagamentos de diferença dos fornecedores, pela conceção, construção, comissionamento e operação; licença de 60 anos). https://assets.publishing.service.gov.uk/media/68e560f7c487360cc70ca203/nlfab-annex-4-key-differences-with-hinkley-point-c.pdf
143. World Nuclear News, «Risks of novel Sizewell C financing model must be monitored, says public auditor» (NAO), 2026. https://world-nuclear-news.org/articles/risks-of-sizewell-c-delivery-model-must-be-monitored-says-public-auditor
144. Regulamento (UE) 2024/1747, de 13 jun. 2024 (reforma do mercado de eletricidade), que aditou o art. 19.º-D (n.os 1 e 4) ao Regulamento (UE) 2019/943, e considerando 36. https://eur-lex.europa.eu/legal-content/PT/TXT/HTML/?uri=CELEX:32024R1747
145. Comissão Europeia, orientações sobre contratos por diferença bidirecionais, C/2025/6701, 2025. https://eur-lex.europa.eu/eli/C/2025/6701/oj/eng
146. World Nuclear News, «EU launches inquiry into Czech funding plan for new nuclear», 2025. https://wnn.world-nuclear.org/articles/eu-launches-inquiry-into-czech-new-nuclear-funding-plan
147. Energy Intelligence, «Newbuild: Dukovany II Poised to Be Commercially Competitive», 2025. https://www.energyintel.com/00000197-452a-d30d-a79f-ef2b90770000
148. Regulamento Delegado (UE) 2023/2738 da Comissão, Anexo II – Acordo setorial sobre créditos à exportação de centrais nucleares (prazo máximo de reembolso de 22 anos), 2023. http://data.europa.eu/eli/reg_del/2023/2738/oj
149. Polskie Elektrownie Jądrowe (PEJ), «PEJ signed its first loan agreement with US EXIM», 30 jan. 2026. https://pej.pl/en/press-center/news/pej-signed-its-first-loan-agreement-with-us-exim/
150. Economica.net, «Vin banii americani pentru centrala nucleară de la Cernavodă. S-a semnat contractul de credit», 1 maio 2026 (empréstimo do EXIM de até 57 M USD para trabalhos preliminares de Cernavodă 3 e 4). https://www.economica.net/vin-banii-americani-pentru-centrala-nucleara-de-la-cernavoda-s-a-semnat-contractul-de-credit_937417.html
151. BEI, «EIB Energy Lending Criteria», 25 jul. 2013, §140–142 (mantidos na política de crédito à energia de 2019). https://www.eib.org/attachments/strategies/eib_energy_lending_criteria_en.pdf
152. BEI, «EIB backs upgrades of Finland's Olkiluoto nuclear power plant with €90 million in financing», 30 out. 2025. https://www.eib.org/en/press/all/2025-420-eib-backs-upgrades-of-finland-s-olkiluoto-nuclear-power-plant-with-eur90-million-in-financing
153. World Nuclear News, «EU approves Polish state aid for nuclear plant», 9 dez. 2025. https://world-nuclear-news.org/articles/eu-approves-polish-state-aid-for-nuclear-plant
154. IAEA, «Managing Siting Activities for Nuclear Power Plants», Nuclear Energy Series NG-T-3.7 (Rev. 1), 2022 (secções 4.1, 5.8.2 e 7.6.5). https://www-pub.iaea.org/MTCD/Publications/PDF/PUB2000_web.pdf
155. World Nuclear News, «Dukovany project on schedule, says Czech ministry's progress report», 2026. https://wnn.world-nuclear.org/articles/czechs-report-on-progress-in-first-year-of-dukovany-project
156. APA, Nota de imprensa sobre a missão IRRS da AIEA a Portugal (Autoridade Reguladora Nacional criada pelo DL 108/2018), 2022. https://apambiente.pt/sites/default/files/_A_APA/Comunicacao/Media/NotasOCS2022/NotaOCS_17-2022_MissaoIRRS_AIEA.pdf
157. Diretiva 2009/71/Euratom do Conselho (segurança nuclear), alterada pela Diretiva 2014/87/Euratom, art. 5.º (autoridade reguladora) e 6.º (titulares das licenças). https://eur-lex.europa.eu/eli/dir/2009/71
158. UK Government, «Regulators finish design assessment of new nuclear power station» (UK HPR1000), fev. 2022. https://www.gov.uk/government/news/regulators-finish-design-assessment-of-new-nuclear-power-station
159. Office for Nuclear Regulation (ONR), «Generic Design Assessment – Assessment of reactors». https://www.onr.org.uk/generic-design-assessment/assessment-of-reactors/
160. World Nuclear News, «Czech-KHNP Dukovany contract signed after court lifts injunction», jun. 2025 (providência cautelar pedida pela EDF, decretada a 6 de maio e anulada pelo Supremo Tribunal Administrativo checo; contrato assinado a 4 de junho). https://world-nuclear-news.org/articles/czech-supreme-court-lifts-ban-on-signing-dukovany-contract
161. World Nuclear News, «Czech-EU agreement 'to act quickly' to clarify nuclear tender issues», 21 mai. 2025 (análise preliminar da Comissão Europeia a possíveis subsídios estrangeiros à KHNP, carta de 2 de maio). https://www.world-nuclear-news.org/articles/czech-eu-agreement-to-act-quickly-to-clarify-nuclear-tender-issues
162. Natural Earth, contornos de países (1:50m) e rios (1:10m), domínio público. https://www.naturalearthdata.com/
163. J. Macknick, R. Newmark, G. Heath, K. C. Hallett, «Operational water consumption and withdrawal factors for electricity generating technologies: a review of existing literature», Environmental Research Letters, 7, 045802, 2012 (medianas para nuclear: torres de refrigeração – captação 1 101 e consumo 672 gal/MWh; circuito aberto – captação 44 350 gal/MWh). https://openei.org/datasets/files/969/pub/1748-9326_7_4_045802.pdf
164. Iberdrola / C.N. Cofrentes, «The power station and water». https://www.cncofrentes.es/en/environment/the-power-station-and-water/
165. CNAT (Centrales Nucleares Almaraz-Trillo), «Environmental Report 2024». https://www.cnat.es/publipdf/environmental-report2024.pdf
166. IPQ, NP EN 1998-1, «Eurocódigo 8 – Projecto de estruturas para resistência aos sismos – Parte 1», Anexo Nacional, Quadro NA.I e lista de concelhos (aceleração de referência em rocha, período de retorno de 475 anos: conforme o tipo de ação sísmica: concelhos do Norte, como Porto, Braga e Bragança, 0,35 e 0,8 m/s²; Sines e Lisboa 1,5 e 1,7 m/s²; Lagos e Vila do Bispo 2,5 e 1,7 m/s²); versão pública para voto final, 2009. https://www.oet.pt/downloads/eventos/EuroCodigo8.pdf
167. Westinghouse, «Westinghouse achieves pivot point with set of V.C. Summer 2 reactor vessel» (vaso do reator AP1000: 278 t), 2016. https://info.westinghousenuclear.com/news/westinghouse-achieves-pivot-point-with-set-of-v-c-summer-2-reactor-vessel
168. Westinghouse, «Westinghouse sets first steam generator at V.C. Summer Unit 2» (> 600 t, ~24 m). https://info.westinghousenuclear.com/news/westinghouse-sets-first-steam-generator-at-v-c-summer-unit-2
169. World Nuclear News, «Steam generator landmark for Summer», 12 jan. 2017 (680 t; chegada pelo porto de Charleston e último troço por ferrovia). https://world-nuclear-news.org/articles/steam-generator-landmark-for-summer
170. OCDE-NEA / IAEA, «Measuring Employment Generated by the Nuclear Power Sector», NEA n.º 7204, 2018. https://www.oecd-nea.org/upload/docs/application/pdf/2019-12/7204-employment-nps.pdf
171. Economia e Finanças, «Censos 2021: Interior com menos residentes mas com mais edifícios e alojamentos», 2021. https://economiafinancas.com/2021/censos-2021-interior-com-menos-residentes-mas-com-mais-edificios-e-alojamentos/
172. Observador / Lusa, «Pela segunda vez desde que há registos, a população de Portugal baixou, segundo os resultados definitivos dos Censos 2021», 23 nov. 2022. https://observador.pt/2022/11/23/pela-segunda-vez-desde-que-ha-registos-a-populacao-de-portugal-baixou-segundo-os-resultados-definitivos-dos-censos-2021/
173. Observador, «Falta de oferta de habitação? Portugal tem 723 mil casas vazias, mais de 150 mil só na zona de Lisboa» (Censos 2021). https://observador.pt/especiais/falta-de-oferta-de-habitacao-portugal-tem-723-mil-casas-vazias-mais-de-150-mil-so-na-zona-de-lisboa/
174. idealista, «1 milhão de pessoas vive sozinha em Portugal» (Censos 2021: alojamentos vagos por região); idealista, «Retrato de um país de extremos: habitações sobrelotadas ou vazias». https://www.idealista.pt/news/node/55029
175. REN, «Caracterização da Rede Nacional de Transporte para efeitos de acesso à rede – situação a 31 de dezembro de 2025», mar. 2026, anexo B (linhas Pego–Batalha, Pego–Rio Maior e Pego–Falagueira, 1 386 MVA cada). https://mercado.ren.pt/PT/Electr/AcessoRedes/AcessoRNT/CaractRNT/BibRelAno/Caracteriza%C3%A7%C3%A3o%20da%20RNT%2031-12-2025.pdf
176. APA, «Esclarecimento sobre os caudais da Convenção de Albufeira» (Nota 51/2019): regime de caudais mínimos no Tejo em Cedillo e Ponte de Muge. https://apambiente.pt/sites/default/files/_A_APA/Comunicacao/Media/NotasOCS2019/Nota_ComSocial_2019_51_Esclarecimento_CaudaisConvencaoAlbufeira_com_anexo.pdf
177. Observador / Lusa, «Portugal e Espanha comprometem-se em evitar dias sem caudal no rio Tejo», 23 out. 2024 (XXXV Cimeira Luso-Espanhola, Faro). https://observador.pt/2024/10/23/portugal-e-espanha-comprometem-se-em-evitar-dias-sem-caudal-no-rio-tejo/
178. APA, Título Único Ambiental e Declaração de Impacte Ambiental da «Linha dupla Abrantes – zona de Anadia, a 400 kV» (AIA 3860), jul. 2026 (decisão favorável condicionada; nova linha dupla de ~150 km desde o Posto de Corte de Abrantes até à linha Bodiosa–Paraimo). https://siaia.apambiente.pt/AIADOC/AIA3860/tua_dia2026728141132.pdf
179. REN, «Linha de Transporte de Energia Abrantes – Zona de Anadia, 400 kV», página do projeto (fase de licença de estabelecimento; conclusão prevista em 2028), consultada em out. 2026. https://www.ren.pt/pt-pt/atividade/principais-projetos/linha-de-transporte-de-energia-abrantes-zona-de-anadia-400-kv
180. REN, «Linha de Transporte de Energia Abrantes – Divor, 400 kV», página do projeto (fase de estudos ambientais; fim previsto em dez. 2029), consultada em out. 2026. https://www.ren.pt/pt-pt/atividade/principais-projetos/linha-de-transporte-de-energia-abrantes-divor-400-kv
181. Comunidade Intermunicipal do Médio Tejo, «Acessibilidades» (A23: nó de Mouriscas, saída 11), consultado em out. 2026. https://investir.mediotejo.pt/index.php/pt/medio-tejo/acessibilidades
182. ECO, «Central a carvão do Pego vai ser desmantelada mas mantém ramal ferroviário», ago. 2025. https://eco.sapo.pt/2025/08/21/central-a-carvao-do-pego-vai-ser-desmantelada-mas-mantem-ramal-ferroviario/
183. Observador (A. Suspiro), «Tejo Energia inicia demolição da central do Pego em março. Processo vai demorar três anos e poupa ramal ferroviário», 19 fev. 2026. https://observador.pt/2026/02/19/tejo-energia-inicia-demolicao-da-central-do-pego-em-marco-processo-vai-demorar-tres-anos-e-poupa-ramal-ferroviario/
184. Infraestruturas de Portugal, «Concluída a Renovação da Via na Linha do Leste», 5 mar. 2021 (a Linha do Leste liga a estação de Abrantes, na Linha da Beira Baixa, à fronteira em Elvas). https://www.infraestruturasdeportugal.pt/pt-pt/node/4163
185. LNEC, relatório sobre a obstrução por algas da tomada de água de arrefecimento da central termoelétrica de Sines, 1992. https://repositorio.lnec.pt/handle/123456789/14748
186. APA, «Parecer da Comissão de Avaliação – Parque Eólico de Morgavel», com o LNEG, jul. 2020, p. 10 (falhas ativas de Deixa-o-Resto, a partir da Central Termoelétrica de Sines para norte, e da Ribeira de Moinhos, ~3 km a norte de Sines). https://siaia.apambiente.pt/AIADOC/AIA3308/parecerca_330820219711834.pdf
187. M. Wronna, R. Omira, M. A. Baptista (IPMA), «Deterministic approach for multiple-source tsunami hazard assessment for Sines, Portugal», Natural Hazards and Earth System Sciences, 15, 2557–2568, 2015. https://doi.org/10.5194/nhess-15-2557-2015
188. APA, Comissão de Avaliação, «Proposta de Definição do Âmbito do Parque Eólico Offshore Barlavento – Parecer», out. 2023, secção 2.1 (coordenadas da subestação de Lavos). https://siaia.apambiente.pt/AIADOC/DA231/pda231_pe_offshorebarlavento_parecer_ca_vf_assinado202311218351.pdf
189. Autoridade Marítima Nacional, Capitania do Porto da Figueira da Foz, «Plano de Salvamento Marítimo», 6 jan. 2025, secção 9 (coordenadas da praia da Leirosa). https://www.amn.pt/DGAM/Capitanias/FigueiraFoz/Documents/20250106_Plano%20de%20Salvamento%20Maritimo%20da%20Capitania%20do%20Porto%20da%20Figueira%20da%20Foz_em%20vigor_signed.pdf
190. Wikipedia, «Figueira da Foz» (indústria de pasta e papel: Navigator e Celbi). https://en.wikipedia.org/wiki/Figueira_da_Foz
191. Junta de Freguesia de Ferrel, «História» (mobilização de 15 de março de 1976), consultado em out. 2026. https://www.freguesiadeferrel.pt/freguesia/5-historia/0
192. T. Santos Pereira, P. F. C. Fonseca, A. Carvalho, «Carnation Atoms? A History of Nuclear Energy in Portugal», Minerva, 56, 505–528, 2018. https://link.springer.com/article/10.1007/s11024-018-9354-4
193. H. Fagerström (VBB–SWECO), «Location of a Nuclear Power Plant in a Seismic Area with Sedimentary Rocks along the Portugal Coast», Bergmekanikdag 1978, pp. 49–50 (comparação entre Ferrel e Sizandro; Sizandro excluído por razões regionais e sismológicas, p. 50). https://www.befo.se/wp-content/uploads/2024/10/bergmekanikdag_1978.pdf
194. DN / Lusa, «Freguesia de Peniche quer afirmar-se como “Capital da Luta contra o Nuclear”». https://www.dn.pt/lusa/interior/freguesia-de-peniche-quer-afirmar-se-como-capital-da-luta-contra-o-nuclear-10322854.html
195. «Povo Algarvio», 27 mar. 1966, capa («central nuclear ibérica que será instalada no curso inferior do Guadiana. Aponta-se o lugar das Várzeas, poucos quilómetros ao sul de Alcoutim»), Hemeroteca Digital do Algarve. https://hemeroteca.ualg.pt/resources/pdf/2015406_1966-03-27_0000_capa-capa_t24-C-R0150.pdf
196. J. Veiga Simão, depoimento para a memória do Campus Tecnológico e Nuclear (IST), abr. 2004, p. 8 («A decisão da EDP, sob pressão do GPSN, de proceder à selecção de diversos sítios para a implantação de centrais nucleares (Maio de 1980)»). https://www.ctn.tecnico.ulisboa.pt/memoria/depoim/dep-jvsimao.pdf
197. IAEA, «Nuclear Power Reactors in the World», Reference Data Series n.º 2, edição de 2025, p. 3 («In 2024, the global median load factor was 86.4%»). https://www-pub.iaea.org/MTCD/publications/PDF/RDS-2-45_web.pdf
198. IAEA, PRIS Analytics, indicadores de desempenho por país (fator de carga), consultado a 22 out. 2026. Médias de 2021–2025 calculadas pelo autor: EUA 92,4%; Hungria 90,0%; Eslováquia, Eslovénia e Roménia 89,7%. https://pris-stats.iaea.org/
199. DGEG, «Estatísticas Rápidas das Renováveis», n.º 261, ago. 2026, pp. 6 e 9 (produção e potência instalada no fim de cada ano), e boletins mensais de 2022–2025 (evolução da potência ao longo do ano). Cálculo do autor com a potência mês a mês (2021: média do início e do fim do ano): eólica 26,8%, solar 17,4%. Inclui as regiões autónomas e o autoconsumo, cuja produção a DGEG estima em parte. https://www.dgeg.gov.pt/media/cnkfg5w5/dgeg-arr-2026-08.pdf
200. H. Ritchie, «What are the safest and cleanest sources of energy?», Our World in Data, 2020 (dados de emissões atualizados em março de 2024). https://ourworldindata.org/safest-sources-of-energy
201. IAEA Bulletin 60-2, «Management of Spent Fuel from Nuclear Power Reactors» (um PWR de 1 000 MWe descarrega ~40 elementos de combustível, ~20 t de óxido de urânio, por ano), 2019. https://www.iaea.org/sites/default/files/publications/magazines/bulletin/bull60-2/6020405.pdf
202. S. Abousahl et al. (JRC, Comissão Europeia), «Technical assessment of nuclear energy with respect to the ‘do no significant harm’ criteria of Regulation (EU) 2020/852 (‘Taxonomy Regulation’)», 2021. https://publications.jrc.ec.europa.eu/repository/handle/JRC125953
203. OSW, «China excluded from a Czech nuclear tender», 2021; NEI Magazine, «Rosatom excluded from Dukovany tender», 2021. https://osw.waw.pl/en/publikacje/analyses/2021-02-02/china-excluded-a-czech-nuclear-tender
204. World Nuclear News, «UK government takes 50% stake, confirms backing for Sizewell C», nov. 2022. https://world-nuclear-news.org/articles/uk-government-takes-50-stake,-gives-go-ahead-for-s
205. Sábado / Lusa, «Ministra diz que investimento em energia nuclear não faz sentido em Portugal», 10 mar. 2026. https://www.sabado.pt/portugal/amp/ministra-diz-que-investimento-em-energia-nuclear-nao-faz-sentido-em-portugal
206. Autoridade Europeia do Trabalho, «EURES Report on labour shortages and surpluses 2024», 27 jun. 2025, p. 24. https://www.ela.europa.eu/en/publications/labour-shortages-and-surpluses-europe-2024
207. Comissão Europeia, «The European Strategy for Housing Construction», COM(2025) 991, 16 dez. 2025, p. 13, nota 48 (betão +28% entre 2020 e 2024, dados do Eurostat). https://single-market-economy.ec.europa.eu/document/download/8e22818b-71f7-4e68-921c-2c65d458c6c6_en
208. IAEA, «National Industrial Involvement to Support a Nuclear Power Programme», Nuclear Energy Series NG-T-3.4 (Rev. 1), jun. 2026, pp. 10–11, 17 e 26–27. https://www-pub.iaea.org/MTCD/Publications/PDF/p15953-PUB2139_web.pdf