Recomendações para uma Estratégia Sustentável de

Transcrição

Recomendações
para uma estratégia
sustentável de
eficiência energética
e exploração de
energias renováveis
para Portugal
Financiamento
Março 2012
Índice
Preâmbulo e agradecimentos .................................................................................................. 3
1.
Sumário Executivo ............................................................................................................ 5
2.
Perspectivas sobre os Planos de Acção Nacional ........................................................ 7
3.
Cenário macroeconómico de base ao estudo ................................................................ 9
4.
Revisão do PNAEE .......................................................................................................... 18
a.
Caracterização e avaliação da situação actual ..................................................... 18
b.
Reforço das medidas actuais e lançamento do novo pacote de medidas ........ 26
i.
Reforço da acção sobre o pacote de medidas existente ................................. 26
ii.
Introdução de medidas adicionais resultantes de directivas Europeias ........ 27
iii.
Introdução de medidas adicionais resultantes de um benchmark Europeu.. 30
c.
Revisão dos métodos de monitorização de resultados ........................................ 39
d.
Factores críticos de sucesso do PNAEE ................................................................ 44
e.
Mapa de compromissos ............................................................................................ 46
5.
Revisão do PNAER .......................................................................................................... 47
a.
Caracterização e avaliação da situação actual ..................................................... 47
b.
Revisão do Plano de Acção no eixo Transportes ................................................. 51
c.
Revisão do Plano de Acção no eixo Electricidade ................................................ 57
i.
Revisão do quadro tarifário da PRE para Fontes de Energia Renovável ..... 57
ii.
Identificação do mix de tecnologias necessário para atingir metas FER ...... 70
6.
Linhas de acção recomendadas .................................................................................... 89
7.
Lista de fontes de informação utilizadas ...................................................................... 92
Anexos ...................................................................................................................................... 94
a.
Benchmarking de medidas de Eficiência Energética ............................................ 94
b.
Fichas de seguimento das medidas de eficiência energética ............................. 98
2
Preâmbulo e agradecimentos
Face ao actual contexto económico nacional e internacional, é hoje essencial reflectir sobre o
impacto que a alteração de conjuntura poderá ter no sector energético na próxima década,
nomeadamente no que diz respeito aos objectivos da União Europeia definidos pela Directiva
2009/28/CE. Efectivamente, a exigência social e financeira que marcará os anos vindouros em
Portugal consubstanciar-se-á num fenómeno de racionalização de recursos, impulsionando a
necessidade de priorizar, concretizar e dar clareza às grandes linhas de actuação, num sector
estratégico para a competitividade nacional.
Nesse sentido, a A.T. Kearney e o INESC Porto formaram um consórcio para elaborar um estudo
que, tendo por base os eixos fundamentais da actuação estratégica nacional - o Plano Nacional de
Acção para a Eficiência Energética (PNAEE) e o Plano Nacional Acção para as Energias Renováveis
(PNAER) - pretende desenvolver um novo conjunto de cenários e recomendações devidamente
alinhados com a nova realidade económica.
O estudo tem como objectivo principal identificar recomendações para uma estratégia
sustentável de Eficiência Energética e de exploração de Energias Renováveis para Portugal, à luz
do panorama económico e tecnológico que marcará a próxima década, procurando sustentá-los
num quadro regulatório que viabilize o sucesso da sua consecução de forma realista e pragmática.
A abrangência e complexidade dos temas a abordar conduziu a uma abordagem em três grandes
módulos de trabalho:
A. Identificação de uma Estratégia para a Eficiência Energética com base no actual PNAEE,
analisando o seu impacto potencial e exequibilidade económica para a concretização da meta de
25% de redução do consumo de energia primária até 2020 e uma aproximação à média de
intensidade energética da União Europeia. Neste âmbito foram identificadas e incluídas novas
medidas com efeitos tangíveis sobre o sucesso do Plano, e que simultaneamente maximizam a
probabilidade de cumprimento das respectivas metas, concorrendo desta forma para o objectivo
de incremento da competitividade da indústria nacional, não deixando de assegurar os
compromissos definidos a nível Europeu.
B. Identificação de uma Estratégia para as Energias Renováveis, com base no actual PNAER,
tendo por base a caracterização e entendimento da evolução do mix de produção eléctrica, quer
na base instalada, quer na base licenciada, quer nas tecnologias a promover no futuro. Foram
ainda analisadas as medidas do PNAER que sustentam a obtenção do novo mix, numa lógica de
viabilidade económica e de maximização da segurança do abastecimento e de redução gradual do
saldo importador energético nacional.
C. Desenvolvimento de um estudo comparativo do enquadramento regulatório das Fontes de
Energias Renováveis (FER) permitindo a revisão, por cada uma das tecnologias, do esquema de
remuneração, e a avaliação de cenários alternativos de alteração do regime actual.
3
Para cada um dos módulos foram identificadas recomendações accionáveis, tangíveis e adequadas
ao contexto nacional e às metas a que o país se obriga, para a eficaz e eficiente promoção da
eficiência energética e aproveitamento do potencial das energias renováveis.
Na realização do estudo, contámos com a colaboração de um conjunto de profissionais aos quais
queremos agradecer pela disponibilidade e qualidade dos seus inputs:
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Alexandre Fernandes, Director-Geral, ADENE
Paulo Calau, Director Auditoria Industria, ADENE
Paulo Santos, Director Certificação Energética de Edifícios, ADENE
Bruno Pimenta, Consultor na Direcção de Desenvolvimento Sustentável, ADENE
João Bernardo, Director de Serviços de Renováveis, Eficiência e Inovação, DGEG
Maria Luísa Basílio, responsável pela Divisão de Planeamento e Estatística, DGEG
Jerónimo Meira da Cunha, analista na Divisão de Planeamento e Estatística, DGEG
Cristina Cardoso, Chefe de Divisão de Eficiência Energética na Direcção de Serviços de
Renováveis, Eficiência e Inovação, DGEG
Luís Duarte da Silva, Chefe de Divisão de Energias Renováveis na Direcção de Serviços de
Renováveis, Eficiência e Inovação, DGEG
Maria José Espírito Santo, Directora de Serviços de Electricidade, DGEG
Hélder Gonçalves, Director do Laboratório de Energia, LNEG e Investigador da Unidade de
Energia no Ambiente Construído
Ana Estanqueiro, Investigadora na Unidade de Energia Solar, Eólica e das Ondas, LNEG
Ricardo Aguiar, Investigador na Unidade de Análise Energética e Alterações Climáticas,
LNEG
António Joyce, Investigador na Unidade de Energia Solar, Eólica e das Ondas, LNEG
João Farinha Mendes, Investigador na Unidade de Energia Solar, Eólica e das Ondas, LNEG
Francisco Gírio, Investigador na Unidade de Bioenergia, LNEG
Cristina Matos, Investigadora na Unidade de Bioenergia, LNEG
Santino Di Berardino, Investigador na Unidade de Bioenergia, LNEG
Dulce Boavida, Investigadora na Unidade de Bioenergia, LNEG
Carlos Franco, Investigador na Unidade de Bioenergia, LNEG
Susana Camela, Investigadora da Unidade de Energia no Ambiente Construído, LNEG
Marta Oliveira, Investigadora da Unidade de Energia no Ambiente Construído, LNEG
Laura Aelenei, Investigadora da Unidade de Energia no Ambiente Construído, LNEG
Paulo Justino, Investigador na Unidade de Energia Solar, Eólica e das Ondas, LNEG
Maria Teresa Ponce de Leão, Presidente do LNEG
Maria José Clara, Directora-Geral, REN
Ricardo Pereira, Gabinete de Estudos e Inovação, REN
Maria de Lurdes Baía, Gabinete de Estudos e Inovação, REN
4
1. Sumário Executivo
Um olhar atento aos consumos energéticos nacionais face à riqueza gerada (intensidade
energética) no país reflecte o investimento e promoção que têm sido realizados ao longo dos
últimos anos. De facto, apesar de em energia primária Portugal ter uma intensidade energética
inferior à média da União Europeia (UE), fruto da elevada presença de tecnologias que exploram
fontes de energia renovável (FER), a economia produtiva necessita e cerca de 30% mais energia
para produzir o mesmo 1€ de riqueza. Este facto evidencia um sério problema de competitividade
da economia nacional, em especial num contexto de aumento significativo dos preços de energia.
Urge promover a eficiência energética na economia sem descurar os objectivos que Portugal
assumiu com os seus pares Europeus. Este estudo propõe-se a integrar dois Planos que até agora
têm vindo a ser tratados de forma independente – o Plano Nacional de Acção para a Eficiência
Energética (PNAEE) e o Plano Nacional de Acção para as Energias Renováveis (PNAER) – para que
seja possível lançar uma acção concertada para o cumprimento dos objectivos nacionais e
europeus, minimizando o investimento necessário e aumentando a competitividade nacional.
A mais recente redefinição do objectivo do PNAEE, que agora se traduz num limite máximo ao
consumo de energia primária de 24,1 Mtep em 2020, em alternativa à anterior redução absoluta
de 2,2 Mtep em consumo de energia final, diminui o esforço que Portugal deve realizar para
cumprir a redução de 20% do seu consumo energético. Adicionalmente, o contexto
macroeconómico recessivo veio gerar uma contracção do consumo nacional, tornando o ainda
mais ambicioso objectivo do Governo, de reduzir o consumo em 25% (22,6 Mtep de limite
máximo), alcançável com uma redução entre 1,2 e 1,7 Mtep em energia primária.
Após o alinhamento das metodologias de contabilização dos impactos verificados do PNAEE com
as recomendações da Comissão Europeia (CE), verifica-se que o pacote de medidas actual apenas
permite alcançar 1,3 Mtep de poupanças (-0,4 Mtep que o objectivo). Este esforço adicional foi
detalhado no presente estudo sobre três eixos de actuação: operacionalização de medidas
actualmente suspensas, transposição efectiva de Directivas Europeias e lançamento de medidas
adicionais de baixo investimento, tendo por base melhores práticas internacionais.
A execução na íntegra do PNAEE revisto tem o mérito de promover o cumprimento do objectivo
do próprio Plano, assim como alguns dos objectivos assumidos no âmbito do PNAER,
nomeadamente 55,3% de incorporação de Fontes de Energia Renovável (FER) na electricidade,
30,6% em aquecimento e arrefecimento, e 31,0% no consumo final bruto de energia. Este
potencial impacto sobre o cumprimento das metas demonstra a necessidade constante de uma
monitorização e avaliação continuada do Plano.
Para além da metodologia de monitorização existente (análise bottom-up das medidas), e em linha
com as recomendações da CE, entende-se ser necessário introduzir indicadores top-down
complementares que permitam avaliar o Plano sob uma perspectiva de evolução geral do
consumo primário de energia, facilitando o seu seguimento e avaliação e a confirmação de linhas
de acção a prazo. Contudo, verifica-se que a maioria destes indicadores requer informação de
base hoje inexistente ou não trabalhada de forma periódica e sistemática, sendo agora necessário
accionar os mecanismos e as entidades competentes para o seu desenvolvimento.
5
Relativamente à estratégia nacional para as Energias Renováveis, Portugal apresenta um dos
melhores registos históricos no cumprimento da incorporação de FER no consumo bruto de
energia. Em 2010 reportou 35,1% de FER no eixo de aquecimento e arrefecimento (objectivo de
30,6%), 41,1% na electricidade (objectivo de 55,3%), 5,6% nos transportes (objectivo de 10,0%) e
24,7% no consumo final bruto de energia (objectivo de 31,0%). A actuação do lado da eficiência
energética deverá ser suficiente para suportar o cumprimento destes objectivos; não obstante,
poderá ainda ser insuficiente num cenário de consumo mais exigente resultante de atrasos na
entrada em produção de potência comissionada, tanto no regime ordinário como no regime
especial, tornando essencial a avaliação periódica do trade-off entre medidas adicionais de
eficiência energética ou de incentivo à utilização de FER.
No contexto actual, e face aos resultados da análise ao PNAEE, muitas das medidas que constam
da última versão do PNAER merecem uma revisão cuidada, nomeadamente medidas relacionadas
com os incentivos à instalação de potência adicional FER, sobretudo em energias ainda pouco
competitivas. Na possibilidade de um cenário de consumo mais exigente ou de atrasos na
execução do PNAEE, e para garantir o cumprimento dos objectivos do PNAER no eixo dos
transportes e no consumo final bruto de energia (os únicos objectivos mandatados pela CE), foram
analisadas possíveis acções sobre dois eixos - Transportes e Electricidade -, na perspectiva de
entender quais poderiam ter menor custo económico para a sociedade.
No eixo dos Transportes, as possíveis alavancas para o cumprimento de incorporação FER passam
pela promoção de veículos eléctricos e pelo aumento de incorporação de combustíveis de 1º
geração (e.g. FAME e bioetanol) ou de gerações superiores (e.g. HVO). Embora o potencial do
veículo eléctrico não seja negligenciável, a mais recente estimativa de penetração do mesmo no
mercado automóvel revela uma contribuição potencial de apenas 1,2% para o objectivo de 10,0%,
colocando a pressão sobre a incorporação de biocombustíveis. Apesar da obrigatoriedade de
incorporação de 10,0% constante do Decreto-Lei nº117/2010, entende-se que as limitações
técnicas de incorporação da 1ª geração e os custos de gerações superiores sobre o consumidor
final não devem ser negligenciados, pelo que se recomenda o aumento de incorporação de
bioetanol 1G na gasolina para 5% em teor energético, assim como do biodiesel 1G no gasóleo para
10% em volume, e a renegociação da meta com a CE para 9,6% de forma a atrasar a entrada dos
2G até estes atingirem um estágio superior de maturidade tecnológica.
No eixo da Electricidade, uma análise de potencial técnico nas tecnologias mais competitivas
revela a existência de um potencial comprovado de 4 GW de potência FER para além dos
licenciamentos previstos, sendo que pelo menos 1 GW adicional de potência éolica poderá ser
promovido sem perdas significativas de energia renovável, garantido pelos sistemas de bombagem
previstos no Plano Nacional de Barragens de Elevado Potencial Hídrico (PNBEPH). Um estudo
detalhado dos custos nivelados das tecnologias FER (LCoE) assim como a sua evolução até 2020,
permite a construção de uma ordem de mérito tecnológica para o futuro, e facilita o
desenvolvimento de um quadro tarifário adequado às necessidades nacionais, nomeadamente,
um regime de tarifas feed-in fixas, alinhadas ao custo de geração, com um coeficiente de regressão
anual em função da curva de aprendizagem das tecnologias (semelhante ao sistema Alemão).
2014 será o ano chave de decisão em relação ao fomento de FER na energia; por um lado
permitirá aferir do êxito do PNAEE, por outro, dar-nos-á maior visibilidade sobre a evolução do
consumo energético nacional. No curto prazo, recomenda-se a redução do licenciamento de FER
em electricidade e uma maior aposta na eficiência energética e na competitividade nacional.
6
2. Perspectivas sobre os Planos de Acção Nacional
Portugal é um país com escassos recursos energéticos endógenos, em particular aqueles que
tradicionalmente asseguram a generalidade das necessidades energéticas da maioria dos países
desenvolvidos (como o petróleo, o carvão e o gás).
A inexistência de recursos energéticos fósseis conduz a uma elevada dependência energética do
exterior (81,2% em 2009), em termos de energia primária. Importa assim aumentar a eficiência
energética para diminuir o consumo de energia e simultaneamente aumentar a contribuição das
energias renováveis endógenas: hídrica, eólica, solar, geotérmica, biomassa (sólida, líquida e
gasosa), para que globalmente se reduza a dependência energética de Portugal.
Empenhados na redução da dependência energética externa, no aumento da eficiência energética
e na redução das emissões de CO2, os sucessivos governos portugueses têm vindo a estabelecer
um conjunto de grandes linhas estratégicas para o sector da energia.
Para o domínio da eficiência energética definiu-se um Plano Nacional de Acção para a Eficiência
Energética (PNAEE) - Resolução do Conselho de Ministros n.º 80/2008 – onde se estabeleceu
como meta uma redução de consumo energia final em 10% até 2015. Foram então definidas 50
medidas organizadas em 12 programas, com o objectivo de reduzir o consumo energético nas
áreas de Transportes, Residencial e Serviços, Indústria, e Estado (Figura 1).
O PNAEE tem como objectivo contrariar esta tendência, actuando nas
componentes tecnológica e comportamental
Figura 1. Programa original do PNAEE (2008)
Transportes
Tecnologias
Residencial e Serviços
1
Renove Carro
4
Renove Casa &
Escritório
2
Mobilidade
Urbana
5
Sistema
Eficiência
Edifícios
3
Sistema
Eficiência
Transportes
6
Renováveis na
Hora e Programa
Solar
10
Operação E
Indústria
7
Estado
Sistema
Eficiência
Indústria
8
E3: Eficiência
Energética Estado
Comportamentos
9
Programa Mais
Fiscalidade
Comportamentos
11 Fiscalidade Verde
Incentivos e Financiamento
12
Fonte: PNAEE (Apresentação da versão para discussão pública, 2008)
Fundo de
Eficiência
Enegética
# Office/# doc/09
1
Fonte: ADENE
7
A ENE 20201, veio posteriormente a definir uma meta de redução de consumo da energia final em
20% até 2020. O actual governo definiu agora uma meta mais ambiciosa, correspondendo a uma
redução de consumo da energia primária em 25% até 2020.
Em 2010, foi apresentado o Plano Nacional de Acção paras Energias Renováveis – PNAER – que
definiu os objectivos nacionais relativos à quota de energia proveniente de fontes renováveis
consumida nos sectores dos Transportes, da Electricidade e do Aquecimento e Arrefecimento em
2020, bem como as respectivas trajectórias de penetração de acordo com o ritmo da
implementação das medidas e acções previstas em cada um desses sectores, tomando como base
o ano de 2005. Entre os principais objectivos constava o de assegurar que em 2020, 31,0% do
consumo final bruto de energia, 55,3% da electricidade produzida e 10,0% do consumo de energia
no sector dos transportes rodoviários tivesse origem em fontes renováveis, o que assegurava o
cumprimento dos compromissos nacionais no contexto das políticas europeias de energia e de
combate às alterações climáticas. Adicionalmente, foram definidos objectivos complementares
para garantir a sustentabilidade económica do sistema nacional:

Reduzir a dependência energética do exterior, baseada no consumo e importação de
combustíveis fósseis, para cerca de 74% em 2020, a partir de uma crescente utilização de
recursos energéticos endógenos;

Reduzir em 25% o saldo importador energético (cerca de 2.000 milhões €) com a energia
produzida a partir de fontes endógenas, possibilitando uma redução de importações
estimada em 60 milhões de barris de petróleo;

Consolidar o cluster industrial associado à energia eólica e criar novos clusters associados
às novas tecnologias do sector das energias renováveis assegurando em 2020 um VAB de
3800 milhões de euros e criando 100 mil novos postos de trabalho a acrescer aos 35 mil
afectos à produção de energia eléctrica com FER;

Promover o desenvolvimento sustentável, criando condições para o cumprimento dos
compromissos assumidos pelo País em matéria de redução de emissões de gases com
efeito de estufa, através de uma maior utilização das FER e da eficiência energética.
Para apoiar o cumprimento da meta em electricidade, Portugal dispõe hoje de um regime de
acesso à rede eléctrica que dá prioridade às Energias Renováveis, quer ao nível de planeamento e
desenvolvimento da rede, quer ao nível da gestão corrente, através da prioridade do despacho.
Foram ainda criados vários mecanismos de suporte financeiro ao investimento nas energias
renováveis, tendo assumido especial relevância a criação de tarifas diferenciadas para a energia
eléctrica produzida em centrais que exploram energias renováveis, feed-in tariff (FIT), em função
do grau de maturidade das várias tecnologias disponíveis no mercado nacional.
Estas medidas de apoio têm concorrido para alcançar com êxito os objectivos globais da política
energética nacional.
1
“Estratégia Nacional para a Energia” (ENE 2020) - Resolução do Conselho de Ministros 29/2010, de 15 de
Abril.
8
3. Cenário macroeconómico de base ao estudo
B Avaliação dos elementos de contexto
As projecções de evolução do PIB assumidas implicam um PIB 2020 8% menor
de 2005 em
que Oo ano
assumido
no Portugal
PNAERrepresentou
em 2010 um ponto de inflexão no cenário energético nacional,
quando o consumo de energia primária iniciou uma trajectória descendente com uma redução
1 PIB
média de 3% ao ano, Evolução
atingindo em
o valor
mais reais
baixo (MM€
da década) em 22,9 milhões de tep
do2010
PIB em
termos
2010
(Figura 2).
Var. %
3,9%
2,0%
0,8%
-0,9%
1,6%
0,8%
1,4%
2,4%
0,0%
PIB€06
Figura 2. Evolução do consumo de energia primária em Portugal (2000-2010; Mtep)
CAGR00-05
25,3
25,7
26,4
27,1
-3%
26,0
25,3
24,5
23,2
2000
2001
1,4%
CAGR05-10
+1%
26,3
-2,9%
24,1
22,9
2002
2003
2004
2005
Fonte: PNAER; Banco de Portugal; Ministério das Finanças; INE; Análise A.T. Kearney
Fonte: Balanços Energéticos, DGEG
2006
2007
2008
2009
2010
56/3175/11 10
O consumo de energia final reflectiu a mesma tendência negativa, com uma queda acentuada do
consumo nos eixos de Aquecimento e Arrefecimento (-21% de 2005 a 2010) e Transportes (-5% de
2005 a 2010), não compensada pelo aumento de 9% no consumo de energia eléctrica no mesmo
período.
No consumo de energia primária para produção de electricidade assistiu-se a uma substituição
gradual do carvão e petróleo pelo gás natural e fontes renováveis (Figura 3).
9
xxxx
Produção bruta de electricidade (TWh)
Figura 3. Produção de electricidade (valores brutos) (2000-2010; TWh)
7
2
13
15
14
15
15
9
9
7
11
8
7
14
9
3
2
17
13
2
2
11
10
7
6
0
8
9
0
0
2008
2009
15
2
9
2
2
2000
15
12
10
2
2
2
0
15
6
9
12
3
4
5
5
7
11
15
15
15
12
16
14
2
10
8
5
0
0
0
1
0
2
0
3
0
4
0
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
Hídrica
Eólica
Outros1
Carvão
Petróleo
(1)DGEG;
Energia
Fonte:
Análisefotovoltaica
A.T. Kearney
Gás natural
Biomassa
2010
e geotérmica
56/3175/11
Fonte: DGEG
Na próxima década, o contexto económico em Portugal deverá ser caracterizado por uma forte
contracção nos anos de 2011 e 2012, resultado da adversa conjuntura económica nacional e
internacional e das medidas de austeridade lançadas pelo Governo no ano de 2011 com impactos
significativos no curto e médio prazo. Entre 2013 e 2015 perspectiva-se uma recuperação gradual,
estimando-se
que a partir
2016 o PIBde
cresça
à taxa deforam
2% atéassumidos
2020 (Figura 4).
Para a construção
dedecenários
consumo
um conjunto de
pressupostos alinhados com as previsões do Governo e da DGEG
Figura 4. Pressupostos macroeconómicos
Pressupostos considerados
Indicador
Evolução
macroeconómica
(em termos reais)
Fonte
Un
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
PIB
Min Fin
Var
-1,7% -3,0% 0,7%
2,5%
2,2%
2,0%
2,0%
2,0%
2,0%
2,0%
Cons privado
Min Fin
Var
-3,3% -5,3% -1,0% 0,9%
0,4%
0,5%
0,5%
0,5%
0,5%
0,5%
Cons público
Min Fin
Var
-4,8% -4,7% -3,3% -0,7% -2,0% -0,2% -0,2% -0,2% -0,2% -0,2%
Brent(3)
DGEG
USD/bbl
Fonte: Ministério das Finanças/INE
(4)
Gás Natural
DGEG USD/Mbtu
86
87
90
93
96
99
103
106
109
113
8,8
8,8
8,9
9,0
9,2
9,3
9,5
9,7
9,8
10,0
Evolução do preço
commodities
DGEG
Carvão
101implicam
101
104
107 2020109
111
114
119
121
Asdas
novas
projecções,
definidas no
finalUSD/ton
de 2011,
um PIB
8% menor
que 116
o assumido
no
(2)
PNAER em 2010 (Figura
5), exigindo
uma revisão
de
DGEG
€/ton
Licenças CO2
19
22 aos25pressupostos
25
25
25 consumo
25
25 de25energia
25
primária e final e, consequentemente, às necessidades reais ao nível de Eficiência Energética e
DGEG
MW
Potência total
18.459 19.052 19.091 18.623 20.344 22.321 21.361 21.808 21.844 21.879
Energias
Renováveis para o cumprimento das metas europeias.
Evolução da
capacidade do 2 PRO total
sistema
3 PRE total
electroprodutor
DGEG
MW
11.711 11.967 11.802 11.104 12.536 14.280 13.100 13.420 13.420 13.420
DGEG
MW
6.748 7.085 7.289 7.519 7.808 8.041 8.261 8.388 8.424 8.459
FER total
DGEG
MW
10.505 11.013 11.199 11.649 13.339 15.316 15.536 15.983 16.019 16.054
Veículos
eléctricos
INESC
Milhares
0,2
0,5
1,2
2,4
4,4
7,6
13,0
21,6
34,6
53,4
REN
€/MWh
50
52
54
57
59
61
64
66
68
70
Evolução do
carro eléctrico
Custo marginal do
SEN(5)
10
Electricidade
(1) Em termos reais; (2) Preços constantes de 2010; (3) Valores parametrizados no modelo MARKAL; (4) Na fronteira ou porto de Sines; (5) Preços constantes de 2012; O
valor de 2011 é histórico, o de 2020 resulta de uma projecção da REN enquanto que os restantes resultam de uma interpolação entre os extremos
Fonte: Ministério da Economia e Emprego; AIE 2010; DGEG; REN; INESC
56/3272/12 19
1
As projecções de evolução do PIB assumidas implicam um PIB 2020 8% menor
que o assumido no PNAER em 2010
1 PIB
Evolução do PIB em termos reais (MM€2010)
Figura 5. Projecções do PIB nacional em termos reais (MM€2010)
209
210
-8%
180
150
173
170
169
172
176
166
167
164
165
169
181
191
173
120
90
60
30
0
2010
Cenário Base PNAER 2010
Cenário Base actual
(Previsões do Ministério das Finanças)
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Fonte: PNAER; Ministério das Finanças/INE
Para a construção dos novos cenários de consumo foram tidos em conta um conjunto de
56/3272/12 20
pressupostos, nomeadamente a evolução até 2020 do preço de combustíveis e licenças CO2, tendo
por base o IEA Energy Outlook 2010, e a evolução esperada da penetração do veículo eléctrico,
Para
a construção
cenários
de consumo
foram
conjunto
de
num
cenário
revisto em de
baixa
desde a publicação
do PNAER
em assumidos
2010 (Figura 6um
e Figura
7).
Fonte: PNAER; Banco de Portugal; Ministério das Finanças; INE; Análise A.T. Kearney
pressupostos alinhados com as previsões do Governo e da DGEG
Figura 6. Evolução do preço das commodities
Pressupostos considerados
Indicador
Evolução do preço
das commodities
Fonte
Un
Brent
DGEG
USD/bbl
Gás Natural(1)
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
86
87
90
93
96
99
103
106
109
113
DGEG USD/Mbtu
8,8
8,8
8,9
9,0
9,2
9,3
9,5
9,7
9,8
10,0
Carvão
DGEG
USD/ton
101
101
104
107
109
111
114
116
119
121
Licenças CO2
DGEG
€/ton
19
22
25
25
25
25
25
25
25
25
Potência total
DGEG
MW
18.459 19.052 19.091 18.623 20.344 22.321 21.361 21.808 21.844 21.879
(1) Na fronteira ou porto de Sines
DGEG
MW
PRO total
11.711 11.967 11.802 11.104 12.536 14.280 13.100 13.420 13.420 13.420
Nota: Evolução em termos reais; Valores a preços de 2010
DGEG
MW
PRE total
6.748 7.085 7.289 7.519 7.808 8.041 8.261 8.388 8.424 8.459
Fonte: IEA Energy Outlook
2010; DGEG
FER total
DGEG
MW
10.505 11.013 11.199 11.649 13.339 15.316 15.536 15.983 16.019 16.054
Evolução da
Veículos
INESC Milhares
Emcapacidade
parceria com
REN foram corridas
simulações
no
VALORAGUA
à procura
de
0,2
0,5 software
1,2
2,4
4,4
7,6 relativas
13,0 21,6
34,6 53,4
do 2a eléctricos
sistema
energia eléctrica3e estabilidade do sistema que permitiram estimar os custos marginais do sistema
electroprodutor
50
52
54
57
59
61
64
66
68
70
REN
€/MWh
Electricidade
eléctrico português em 2020 no valor de 70€/MWh (a preços de 2012).
Evolução do
carro eléctrico
Custo marginal do
SEN(5)
(1) Em termos reais; (2) Preços constantes de 2010; (3) Valores parametrizados no modelo MARKAL; (4) Na fronteira ou porto de Sines; (5) Preços constantes de 2012; O
valor de 2011 é histórico, o de 2020 resulta de uma projecção da REN enquanto que os restantes resultam de uma interpolação entre os extremos
Fonte: Ministério da Economia e Emprego; AIE 2010; DGEG; REN; INESC
56/3272/12 19
11
… e apesar do crescimento esperado, a penetração do veículo eléctrico será
limitada até 2020
1 Transportes
Impacto estimado da evolução do veículo eléctrico
(milhares
deeléctrico
veículos)
Figura 7. Evolução esperada da penetração
do veículo
(milhares de unidades)
53,4
Cenário baixo
Cenário intermédio
34,6
26,2
21,6
13,0
17,1
7,6
0,2
0,5
1,2
2011
2012
2013
2,4
1,1
2014
4,4
2,0
2015
3,6
2016
10,6
6,3
2017
2018
2019
2020
Fonte: INESC Porto (projecto MERGE)
Fonte: INESC Porto; Análise A.T. Kearney
56/3272/12 112
Para a evolução da penetração do veículo eléctrico foram considerados dois cenários: um cenário
intermédio de 53 mil unidades em 2020, equivalente a 1,2% do parque rodoviário, e um cenário
baixo de 26 mil veículos, equivalente a cerca de 0,6% do parque. Ambos os cenários assumem
vendas totais de 197 mil automóveis em 2020 em Portugal (+5,1% do que em 2011).
Foram igualmente tidos em consideração cenários de evolução da potência instalada em centrais
eléctricas por tipo de tecnologia e fonte energética, para incluir a migração de consumo
energético entre segmentos (e.g. de gás para electricidade) ao longo do tempo.
No Regime Ordinário, assume-se o cumprimento integral do Plano Nacional de Barragens de
Elevado Potencial Hídrico (PNBEPH) nas datas comprometidas, e os descomissionamentos de
centrais térmicas previstos na Política Energética Nacional (Figura 8 e Figura 9), o qual foi
denominado de “cenário base”. Foi também construído um “cenário alternativo”, com simulação
de atrasos na instalação de potência (assume-se que os aproveitamentos assinalados a cor na
Figura 9 apenas entram em produção após 2020) para testar a influência da potência
comissionada no cumprimento dos planos – é um cenário mais exigente no cumprimento tanto do
objectivo do PNAEE, uma vez que aumenta o consumo de energia primária por substituição
térmica, como naturalmente do PNAER.
Em relação às quatro centrais de CCGT (Combined Cycle Gas Turbine), previstas para Sines e Lavos,
estimamos que apenas deverão entrar em produção após 2020 e não foram por isso consideradas
no âmbito deste estudo.
12
A capacidade PRO térmica disponível em 2020 poderá ser inferior em 2,3 GW
em relação à actual, acentuando-se a predominância do gás natural
2 PRO
Estimativa
evolução
da PRO
térmica(1)
(GW)
Figura 8. Estimativa de evolução
da PROde
térmica
(Portugal
Continental,
GW)
Peso (%) 6,7
26%
6,7
1,8
1,8
6,5
6,5
1,8
1,8
Peso (%)
5,6
5,6
Sines(2)
1,8
57%
3,8
3,8
3,8
1,8
3%
0,9
0,2
2011
0,9
1,8
4,4
4,4
0,6
0,6
0,6
13%
3,8
87%
4,4
3,8
3,8
14%
-2,3
5,6
Tunes
3,8
3,8
3,8
3,8
2016
2017
2018
2019
Setúbal
0,9
0,2
2012
2013
2014
Carvão
2015
Gás Natural
Fuel / Gás Natural
2020
Gasóleo
Potenciais descomissionamentos
(1) Portugal Continental
(2) O descomissionamento de Sines está sujeito a avaliação pelas entidades competentes
Fonte: SEE; DGEG; REN; análise A.T. Kearney
56/3272/12
2
(1) O descomissionamento de Sines está sujeito a avaliação pelas entidades competentes
capacidade
Fonte: DGEG;Na
Análise
A.T. Kearneyhídrica, foram analisados dois cenários, sem e com atrasos, em
que cerca de metade da capacidade é adiada para depois de 2020
2 PRO
Figura 9. Cenários
de data de entrada da nova PRO hídrica
Cenários de data de entrada da nova PRO hídrica
Aproveitamentos
– com bombagem
Capacidade (MW)
Horas(1)
Cenário base
Cenário alternativo(2)
Alqueva II(*)
256
0
Julho 2012

Ribeiradio
77
1.740
Abril 2014

Baixo Sabor(*)
171
1.345
Outubro 2014

(*)
Fridão
238
1.345
Abril 2015
Após 2020
Venda Nova III(*)
736
48
Julho 2015
Julho 2016
Salamonde II(*)
207
377
Outubro 2015
Outubro 2016
Foz Tua(*)
251
1.096
Outubro 2015
Outubro 2017
Bogueira
30
1.833
Janeiro 2016
Após 2020
Gouvães(*)
880
51
Julho 2016
Após 2020
Daivões
114
1.430
Julho 2016
Após 2020
Vidago
160
719
Julho 2016
Após 2020
Girabolhos(*)
335
230
2016
Após 2020
Alvito(*)
225
413
2016
2020
Paradela II(*)
320
266
Julho 2018
Após 2020
Aproveitamentos desconsiderados no horizonte 2020 no cenário alternativo
(1) Horas anuais equivalentes à produção à potência nominal, líquidas de bombagem
(2) Estimativa de atrasos baseada em informação dos operadores disponibilizada pela REN (estimativa à data de hoje, podendo existir atrasos superiores)
Fonte: SEE; DGEG; REN; análise A.T. Kearney
(1) Horas anuais equivalentes à produção à potência nominal, líquidas de bombagem (na média dos
regimes);
Fonte: DGEG; Análise A.T. Kearney
13
56/3272/12 22
A potência instalada ao abrigo deste regime deverá totalizar 13.390 MW no continente em 2020,
dos quais 8.985 MW em capacidade hídrica (Figura 10). No cenário alternativo (com simulação de
O cenário
sem atrasos
o PNBEPHdeverá
conforme
a trajectória
RENMW.
e prevê
atrasos),
a potência
total em implica
Portugal Continental
ficar apenas
pelos 11.343
uma capacidade instalada em 2020 de 13,4 GW
2 PRO
Figura
10. Evolução da potência a instalar em Regime Ordinário
Estimativa de evolução da PRO(1) (GW)
Peso (%)
1% 11,7
0,2
8%
0,9
12,0
0,2
0,9
11,8
0,9
12,1
0,9
1,8
1,8
1,8
1,8
15%
12,5
Peso (%)
14,3
14,3
1,8
1,8
13,4
0,6
13,4
0,6
13,4
4%
0,6
3,8
3,8
3,8
3,8
3,8
29%
8,7
8,7
9,0
9,0
9,0
67%
2016
2017
2018
2019
Carvão
Gás Natural
1,8
3,8
33%
3,8
3,8
3,8
3,8
7,0
43%
5,0
2011
5,3
5,3
5,5
2012
2013
2014
Gasóleo
(1) Portugal Continental
Fonte:
DGEG;
Análise
Kearney
Fonte: SEE;
DGEG; REN;
análise A.T.
A.T. Kearney
2015
Fuel / Gás Natural
2020
Hídrica
56/3272/12 22
No Regime Especial, em Portugal Continental e até 2020, deverão ser instalados mais 1.711 MW
de potência (assumindo o cenário mais provável em função da potência licenciada e/ou atribuída
em concurso), totalizando nesse ano 8.459 MW de capacidade instalada (Figura 11). Não foram
considerados novos licenciamentos de forma a estudar-se a necessidade efectiva de potência
adicional no parque electroprodutor.
14
Até 2020, deverão ser comissionados mais 2.260 MW de potência em regime
especial, totalizando nesse ano 8.785 MW
3 PRE
Estimativa
deem
comissionamentos
Figura 11. Evolução da potência
a instalar
Regime Especial da PRE (MW)
Potência (MW)
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Total a instalar
337
541
771
1.060
1.293
1.513
1.640
1.676
1.711
Cogeração FNER
85
104
131
162
162
162
162
162
162
Cogeração FER
4
6
7
7
7
7
7
7
7
Eólica
131
223
315
522
707
891
983
983
983
Mini-hídrica
11
26
26
26
38
51
63
76
88
RSU
8
8
8
8
8
8
8
8
8
Biomassa
0
9
50
57
71
71
71
71
71
Biogás
3
5
8
11
14
17
20
23
26
Solar Fotovoltaico
95
149
193
232
252
272
291
311
331
Solar Termoeléctrico
0
12
34
34
34
34
34
34
34
Ondas
0
0
0
1
1
1
1
1
1
Total instalado
7.085
7.289
7.519
7.808
8.041
8.261
8.388
8.424
8.459
Fonte:
DGEG; análise A.T. Kearney
Fonte:
DGEG
56/3175/11 19
Tendo por base estes pressupostos, e para ambos os cenários, foram simuladas no software
MARKAL, em conjunto com a DGEG, novas projecções de consumo de energia primária e final até
2020 ( 1,0% por ano entre 2010 e 2020.
Figura 12); o consumo de energia primária é expectável que cresça em média entre 0,7 e 1,0% por
ano
entre 2010 e 2020.
O consumo de energia primária é expectável que cresça entre 0,7-1,0% por ano
Figura 12. Cenários de evolução do consumo de energia primária e final
Consumo de energia primária(1)
(Mtep)
Consumo de energia final(2)
(Mtep)
TCMA: 0,7%
22,1
22,6
TCMA: 0,7%
23,8
Cenário
base
2010
2015e
2020e
18,9
17,7
17,1
4,3
4,2
6,5
6,2
6,8
6,9
6,7
7,6
2010
2015e
2020e
4,5
TCMA: 1,0%
TCMA: 0,7%
22,1
Cenário
alternativo
2010
Electricidade
Transportes
22,6
2015e
24,3
2020e
18,9
17,7
17,1
4,3
4,2
6,5
6,2
6,8
6,9
6,7
7,6
2010
2015e
2020e
4,5
Aquecimento e Arrefecimento
(1) Sem consumos não-energéticos e normalizados para anos de hidraulicidade e vento médios
(2) Valores de 2010 retirados do Balanço Energético provisório da DGEG
Fonte: DGEG; análise A.T. Kearney
56/3272/12 27
15
(1) Sem consumos não-energéticos e normalizados para anos de hidraulicidade e vento médios; (2) Valores
de 2010 retirados do Balanço Energético da DGEG
Fonte: DGEG; análise A.T. Kearney
O possível adiamento de alguns comissionamentos deverá trazer dificuldades acrescidas ao
O possíveldos
adiamento
de alguns
comissionamentos
na PRO trará dificuldades
cumprimento
compromissos
para 2020
(Figura 13).
acrescidas ao cumprimento dos compromissos para 2020
Figura 13. Mapa de compromissos assumidos para 2020
Mapa de compromissos assumidos com a UE para 2020
Compromissos assumidos
Objectivo
2020
Cenário
base
Estado
compromissos
Cenário
alternativo
Estado
compromissos
20% de redução do consumo de
energia primária(1)
24,1 Mtep
23,8 Mtep
(-0,3 Mtep)

24,3 Mtep
(+0,2 Mtep)

(Objectivo do Governo)
22,6 Mtep
23,8 Mtep
(+1,2 Mtep)

24,3 Mtep
(+1,7 Mtep)

6,0 Mtep
5,6 Mtep
(28,9%)

5,5 Mtep
(28,4%)

0,6 Mtep
0,4 Mtep
(6,9%)

0,4 Mtep
(6,9%)

2,3 Mtep
2,5 Mtep
(32,4%)

2,5 Mtep
(32,4%)

2,8 Mtep
2,7 Mtep
(54,5%)

2,6 Mtep
(52,9%)

74%
73,5%

74,7%

31% de fontes de energia renovável
no consumo final bruto de energia total
10,0% de fontes de energia renovável
no consumo final de energia em
Transportes
no consumo final bruto de energia em
Electricidade
Redução da dependência energética
com exterior (Objectivo do Governo)
Nota: Cumprimento da penetração FER calculado com base no consumo final bruto de energia, segundo Directiva 2009/28/CE
(1) Redução vs. projecções de consumo de energia realizadas em 2007
Fonte: DGEG; REN; análise A.T. Kearney
56/3272/12 28
Para o futuro, e assumindo o cenário base de potência a instalar, deverão ser trabalhados quatro
vertentes, sendo necessário estudar, em paralelo, um cenário alternativo (com atrasos na
instalação de potência), para assumir margens de risco ao cumprimento das metas (Figura 14).
16
No cenário sem atrasos deverão ser trabalhados quatro desafios, sempre
assumindo margens de risco para cobrir atrasos do PNBEPH
Figura 14. Orientações chave para a revisão do PNAEE e PNAER
Orientações chave para a revisão do PNAEE e PNAER
Para o cumprimento dos compromissos
Cenário sem atrasos
(2020)
Cenário com atrasos
(2020)
1
Necessidade de redução de Consumo
Primário de Energia (objectivo Governo)
1,22 Mtep
1,71 Mtep
2
Necessidade de aumento do peso das
FER no Consumo Final bruto de
Energia
0,42 Mtep
0,50 Mtep
3
FER no sector dos transportes
0,19 Mtep
0,19 Mtep
4
FER no sector eléctrico
0,04 Mtep
0,12 Mtep
5
Necessidade de redução da
dependência energética com o
exterior
---
0,74 p.p.
Cenário base
Fonte: Análise A.T. Kearney
Cenário alternativo
56/3272/12 29
A conjuntura económica actual e a indefinição sobre a evolução futura recomendam que se
assegure uma monitorização periódica sobre algumas variáveis económicas, nomeadamente a
evolução da Produto Interno Bruto (PIB) e do consumo de energia, de forma a rever e afinar os
pressupostos usados nos modelos de previsão que suportam os cenários constantes deste estudo.
17
4. Revisão do PNAEE
a. Caracterização e avaliação da situação actual
Portugal apresenta hoje uma intensidade energética2 sobre a energia primária em linha com a da
União Europeia, tendo assumido um valor de 141.1 tep/M€ em 2020, 2% inferior à intensidade
média da EU-27. Apesar do seu baixo nível de riqueza per capita, consegue posicionar-se no limiar
do 1º quartil de países com menor intensidade energética, tendencialmente países mais ricos (PIB
está muito
perto
do 1º quartil
de países
com menor
perPortugal
capita superiores)
e com
maiores
investimentos
em programas
de intensidade
foro ambiental e de
energética, apesar do seu baixo PIB per capita
eficiência energética (Figura 15).
Intensidade energética vs. PIB per capita
Figura 15. Intensidade energética vs. PIB per capita na UE (2010)
Intensidade energética (tep/M€)
600
450
4º quartil da
intensidade
energética
300
3º quartil da
intensidade
energética
2º quartil da
intensidade
energética
150
1º quartil da
intensidade
energética
9,5 k€
18,4 k€
28,1 k€
36,2 k€
0
0
X,x k€
10.000
20.000
30.000
40.000
PIB per capita médio
Nota: Valores de 2010
Fonte: Eurostat; Comissão Europeia; Análise A.T. Kearney
Fonte: Eurostat, Comissão Europeia; Análise A.T. Kearney
50.000
60.000
70.000
PIB per capita (€)
56/3175/11 21
A reduzida intensidade energética sobre a energia primária face à riqueza do país resulta do
elevado investimento no sistema energético nacional, em particular na produção de electricidade
a partir das fontes hídrica, solar e eólica, evidenciando uma conversão de energia primária em
energia final 27% mais eficiente (em intensidade energética) do que a da EU-27.
Não obstante, este valor encobre um resultado menos positivo quando medida a intensidade
energética sobre energia final, em que Portugal apresenta um resultado 12% acima da média
Europeia. De facto, sobre a energia final, Portugal tem-se distanciado da EU-27 a uma taxa de 1%
por ano no período entre 2000 e 2010 (i.e. 0.5% vs. 1.5% de melhoria da intensidade energética
em energia final da EU-27).
2
Consumo de energia (primária ou final) sobre o PIB gerado
18
Além de um sistema energético eficiente, Portugal beneficia ainda de um consumo energético no
sector residencial reduzido face ao PIB nacional (31% inferior à EU-27), entre outras razões por
De facto,
o elevado
peso adeintensidade
renováveis
e o consumo
reduzido
no residencial
questões
climáticas,
enquanto
energética
da economia
produtiva
(i.e. indústria,
encobrem
uma intensidade
energética
economia
produtiva
27% superior
serviços
e transportes)
se encontra 27%
acima dada
média
da EU-27
(Figura 16).
Intensidade
energética
UE-272010)
vs. Portugal
Figura 16. Intensidade energética
UE-27 vs. Portugal
(tep/M€,
(tep/M€, 2010)
Intensidade energética do
sistema energético nacional(1)
Intensidade energética em
energia final no residencial
-27%
-31%
49,5
25,1
36,2
17,3
Intensidade energética
em energia primária
-2%
143,8
UE-27
141,4
+
UE-27
PT
UE-27
PT
Elevado peso de fontes renováveis
Clima ameno e reduzido PIB/capita
Intensidade energética
em energia final
Intensidade energética em energia
final da economia produtiva(2)
+12%
PT
94,3
+27%
105,2
+
UE-27
PT
Diferenças justificativas
69,2
UE-27
87,9
PT
(1) Consumos do sistema energético para a conversão de energia primária em energia final
(2) São incluídos os consumos em energia final totais à excepção do consumo do sector residencial
Fonte: Eurostat; Análise
A. T. Kearney
(1) Consumos
do sistema
energético para a transformação de energia primária em energia final; 56/3272/12
(2) São 3
incluídos os consumos em energia final totais à excepção do consumo do sector residencial
Fonte: Eurostat, Comissão Europeia e análise A.T. Kearney
Estes resultados reflectem a necessidade de esforços adicionais na actuação directa sobre o
consumo final de energia (âmbito do PNAEE), em particular da economia produtiva, e não tanto de
um maior nível de investimento no sistema energético nacional, pese o cumprimento das metas
de incorporação de energias renováveis no âmbito do PNAER.
O objectivo inicial do PNAEE incidia sobre o consumo de energia final e pretendia reduzir
anualmente, até 2016, o equivalente a 12% do consumo de energia final médio de 2001-2005,
cerca de 2.240 ktep de poupança em termos absolutos. Com base neste objectivo, e no
seguimento das medidas entretanto implementadas, foram estimadas, a 2010, economias
equivalentes a 660 ktep (Figura 17), o que terá melhorado a intensidade energética de Portugal
em cerca de 4 p.p. com potencial de 7 p.p. adicionais até 2016.
19
O actual pacote de medidas de EE lançado no PNAEE terá contribuído,
segundo a ADENE, para uma poupança de 660 ktep em energia final até 2010
Figura 17. Economias verificadas até 2010 e potenciais economias até 2016 por sector
Análise de impactos das medidas do PNAEE
Áreas de actuação
Transportes
Residencial e
Serviços
Indústria
Estado
Comportamentos
Total
Impacto objectivo
2016 (ktep)
Impacto estimado
a 2010 (ktep)
Execução em
2010 (%)
Renove carro
250
81
32
Mobilidade Urbana
370
100
Sistema de EE nos transportes
207
49
Renove casa e escritório
323
109
34
Sistema de EE nos Edifícios
241
81
34
Renováveis na Hora
79
25
31
Sistema de EE na Indústria
544
178
33
EE no Estado
97
10
Operação E
129
28
2.240
660
Programa
Proposta de revisão do PNAEE 2011-2016 DGEG/ADENE
Fonte:Fonte:
Proposta
de revisão do PNAEE 2011-2016 DGEG/ADENE
27
23
10
22
29
56/3272/12 37
Entretanto, e à luz da recente proposta de directiva europeia 2011/0172, o objectivo foi redefinido
sobre o consumo previsto de energia primária em 2020 (com base em projecções PRIMES
realizadas em 2007), impondo uma redução de 20% a um consumo expectável de 30.2 Mtep sem
consumos não-energéticos3. Esta redefinição traduz-se não numa redução necessária sobre o
consumo mas num valor-limite ao consumo que se estipula em 24.1 Mtep. Consequentemente, a
crise que se fez sentir facilitou o cumprimento do objectivo uma vez que os pressupostos de
crescimento assumidos pela Comissão Europeia em 2007 se alteraram significativamente.
Segundo a previsão de consumo para 2020 realizada através do software MARKAL, o objectivo de
20% de redução (limite máximo de consumo de 24.1 Mtep) será cumprido em 2020 sem serem
necessárias medidas adicionais com um consumo previsto de 23.8 Mtep no cenário base. No
cenário alternativo serão necessárias medidas adicionais uma vez que o consumo estimado em
2020 é de 24.3 Mtep (ver Figura 18).
O novo objectivo de redução de 25% ambicionado pelo Governo exige um esforço adicional de
1,2-1,7 milhões de tep na redução do consumo de Energia Primária, dependendo do nível de
concretização de instalação de FER para produção de electricidade (cenário base vs. cenário
alternativo).
3
Todos os consumos de energia primária a que doravante se refere não incluem consumos não-energéticos
20
O novo objectivo de redução de 25% ambicionado pelo Governo exige um
esforço de 1,2-1,7 Mtep na redução adicional do consumo de Energia Primária
Figura 18. Cenários de
consumode
deconsumo
energia primária
em 2020
(Mtep) em 2020 (Mtep)
Cenários
de Energia
Primária
Cenário base
-20%
-25%
30,2
-0,3
23,8
24,1
1,2
22,6
-20%
-25%
30,2
Previsão inicial
(PRIMES 2007)
24,3
0,2
24,1
1,7
22,6
Cenário revisto
(MARKAL 2012)
Redução
necessária
(meta UE)
Consumolimite para 20%
de redução
Redução
necessária
(meta Governo)
Consumolimite para 25%
de redução
Nota: Todos os consumos dizem respeito a consumos de energia primária sem usos energéticos
Fonte: DGEG;
Comissão
Europeia; Europeia;
Análise A.T. Kearney
Fonte:
DGEG;
Comissão
56/3272/12 36
Numa tentativa de quantificar o impacto potencial do actual pacote de medidas de eficiência
energética lançado no PNAEE sobre estes novos objectivos, foi feita uma análise profunda ao
impacto estimado pela ADENE de 660 ktep em energia final até 2010, e também ao impacto
expectável até 2016 com a execução de todas as medidas previstas.
Estes impactos foram analisados e revalidados de acordo com as normas europeias sobre a
monitorização de planos e medidas de Eficiência Energética (descritas no documento
Recommendations on measurement and verification methods in the framework of Directive
2006/32/EC on Energy end-use efficiency and energy services, da Comissão Europeia):
1. As economias resultantes de uma medida num determinado ano provêm de
acontecimentos realizados nesse mesmo ano e não de anos passados (bottom-up) –
Exemplo: As economias resultantes da venda de carros mais eficientes em 2009 não são
contabilizadas novamente em 2010
2. O impacto de uma medida resulta de melhorias de eficiência causadas pela própria
medida em relação a um ano de referência passado e não em relação a cenários
hipotéticos (top-down) – Exemplo: Verificar que a quota de transportes públicos se
manteve constante e assumir que, caso não existisse a medida de promoção, a mesma
quota seria inferior existindo, por isso, uma economia (incorrecto)
3. Na promoção de produtos mais eficientes que o mercado, as poupanças devem ser
calculadas em relação à média do mercado e não em relação a um valor menos eficiente
(excepto quando a eficiência dos produtos substituídos é conhecida) (bottom-up) Exemplo: A economia gerada pela venda de uma máquina de lavar roupa A+ deve ser
21
calculada em relação à média do mercado (que tende a melhorar ano após ano) e não em
relação a uma máquina com uma classe de eficiência equivalente inferior (e.g. D)
4. Os impactos imputados a determinada medida traduzem apenas o impacto por ela
causado – Exemplo: A melhoria tecnológica do parque automóvel não se deve por inteiro
ao novo regime de tributação automóvel - apenas uma parte lhe pode ser imputado
5. Sempre que possível, usar as metodologias bottom-up ou top-down desenvolvidas pela CE
6. As economias acumuladas em determinado ano resultam da soma das economias em cada
ano calculadas de acordo com o ponto 1, 2 e/ou 3 (desde que mutuamente exclusivas)
Esta revisão marca o momento 0 para uma harmonização continuada com os critérios e
metodologias de seguimento recomendados pela CE. Efectivamente, e até aqui, a monitorização
tinha como objectivo um valor de poupança em energia final, e os impactos eram quantificados
face a este objectivo com a informação e os indicadores que estariam disponíveis. A Comissão
Europeia inclusivamente ainda não tinha emitido o seu parecer sobre a forma ou o conteúdo de
monitorização. Sendo assim, os impactos até agora estimados (e comunicados) não devem de
todo ser invalidados.
Não obstante, deve iniciar-se um período transitório de harmonização com as metodologias
entretanto recomendadas pela Comissão Europeia e já utilizadas num conjunto de países
europeus, não só porque retratam com maior precisão os impactos atingidos, mas também
porque contribuirão para um esforço de harmonização entre os Estados-Membros.
Dos impactos estimados a 2010 (660 ktep) foi possível validar cerca de 70%, resultando em 460
ktep de poupança de energia final com o PNAEE actual; dos impactos esperados até 2016 (2.240
ktep), metade são realisticamente exequíveis, resultando em 1.141 ktep de poupanças (Figura 19
e Figura 20)
.
22
Dos impactos estimados a 2010 (660 ktep) foi possível validar cerca de 70%,
resultando em 460 ktep de poupança de energia final com o PNAEE actual
Figura 19. Validação dos impactos monitorizados em 2010 (energia final)
Validação dos impactos monitorizados em 2010 (energia final)
Área
Programa
Impacto(1)
estimado
Impacto(1)
validado
Racional da diferença
Renove carro
81
61
O impacto do imposto de CO2 foi isolado
Mobilidade Urbana
100
16
Era assumido um cenário hipotético de crescimento e com
base neste as poupanças eram calculadas. As poupanças
devem ser calculadas tendo o cenário de 2007 por base
Sist. de E.E. nos
transportes
49
3
As variáveis utilizadas para o cálculo não são consistentes
com a metodologia da CE. É necessário conhecer todo o
fluxo de passageiros (e.g. quantos mudaram para automóvel)
Renove casa e
escritório
109
69
As metodologias foram redefinidas de acordo com a CE
(passa a ser calculado em função da eficiência do parque)
Sist. de E.E. em
edifícios
81
81

Renováveis na hora
25
23
A microprodução (fotovoltaico) não traz poupanças em
energia final (embora o faça em energia primária)
Indústria
Indústria
Sist. de E.E. na
indústria
178
178

Estado
Estado
E.E. no estado
10
7
A medida E8M11 (incentivo à retirada de lâmpada de vapor
de mercúrio) necessita de uma revisão de pressupostos
Operação E
28
21
Existe dupla contagem no ano de 2009 com as medidas de
solar térmico residencial, serviços e estado
660
460 (70%)
Transportes
Transportes
Residencial
Residencial
e e
Serviços
Serviços
Comportamentos
Total
(1) Valores apresentados em ktep sobre energia final
Fonte: Planos de eficiência energética dos países apresentados; Análise A.T. Kearney
56/3272/12 38
Dos impactos esperados até 2016 (2.240 ktep), metade são realisticamente
exequíveis, resultando em 1.141 ktep de poupanças em energia final
Figura 20. Validação dos impactos potenciais para 2016 (energia final)
Análise do potencial de impacto para 2016 (energia final)
Área
Programa
Impacto(1)
previsto
Impacto(1)
validado
Racional da diferença
250
87
Retirada de incentivos e a revisão da metodologia de
cálculo impõem a revisão em baixa do potencial
Mobilidade Urbana
370
107
Revisão da metodologia impõe a revisão em baixa do
potencial
Sist. de E.E. nos
transportes
207
79
potencial
Renove casa e
escritório
323
210
potencial
Sist. de E.E. em
edifícios
241
241

Renováveis na hora
79
70
A microprodução (fotovoltaico) não traz poupanças em
energia final (embora o faça em energia primária)
Indústria
Indústria
Sist. de E.E. na
indústria
544
264
O potencial foi recalculado tendo em conta o baixo grau de
execução até ao presente (~10% de execução) (2)
Estado
Estado
E.E. no estado
97
22
O potencial foi recalculado tendo em conta o baixo grau de
execução até ao presente (~10% de execução)
Operação E
129
60
Por default, a CE recomenda a utilização de um período de
vida útil das medidas consideradas de 2 anos (3)
2.240
1.141 (51%)
Renove carro
Transportes
Transportes
Residencial
e e
Residencial
Serviços
Serviços
Comporta-
Comporta-mentos
mentos
Total
-> inclui 460 ktep até 2010 e 681 ktep restantes até 2016
(1) Valores apresentados em ktep; (2) Excluindo a medida I7M4 que já foi executada a 100%
(3) Significa que após 2 anos as medidas deixam de produzir efeitos; Deverá ser verificado que % do impacto inicial se mantém ao longo do tempo
Planos apresentados
de eficiência energéticaem
dos países
Análise A.T.
Kearney I7M4 que já foi executada a 100%; (3) Significa
56/3272/12
(1)Fonte:
Valores
ktep;apresentados;
(2) Excluindo
a medida
que após 2 anos as medidas deixam de produzir efeitos; Deverá ser verificado que % do impacto inicial se
mantém ao longo do tempo
Fonte: PNAEE Comissão Europeia; Análise A.T. Kearney
39
23
Analisando as diferentes fontes de poupança do impacto expectável em 2020 (1.141 ktep) é
possível determinar as poupanças equivalentes em energia primária, que assumem o valor de 1,3
Mtep em 2020. Este valor é suficiente para cumprir a redução necessária no cenário base, faltando
aproximadamente 0,4 Mtep para o cumprimento do cenário alternativo (cenário com potência a
instalar em risco).
Na Figura 21 é apresentada a evolução das poupanças previstas até 2020 em energia final e os
valores que as mesmas poupanças assumem em energia primária no mesmo ano. São
apresentados os valores previstos pela ADENE (objectivo PNAEE (pré-revisão)), as poupanças que
foram validades e que já se encontram incorporadas na economia e na simulação corrida no
software MARKAL (poupanças validadas e incorporadas) e as poupanças adicionais que se
esperam obter com as medidas que constam no plano actual (poupanças validadas a atingir).
Na Figura 22 é comparado o que é expectável que se obtenha com o plano actual face ao que é
necessário para o cumprimento dos objectivos do governo (25% de redução) nos cenários
considerados). Como se pode concluir, embora no cenário base o cumprimento esteja assegurado
O pacote de medidas actual do PNAEE é expectável que produza poupanças
com o plano actual, no cenário alternativo é necessária uma redução adicional de
adicionais
de ~1,1 Mtep em Energia Final e ~1,3 Mtep em Primária em 2020
aproximadamente 0.4 Mtep.
consumo
de(Mtep)
energia em 2020 (Mtep)
Figura 21. Poupanças dePoupanças
consumo de de
energia
em 2020
Objectivo PNAEE (pré-revisão)
Poupanças validadas e incorporadas
Poupanças validadas a atingir (adicionais)
3,2
2,2
0,5
0,5
0,5
0,7
1,1
0,5
2010
0,7
2016
Energia Final
Fonte: ADENE; Análise A.T. Kearney
1,3
2020
2020
Energia Primária
56/3272/12 42
24
Com o plano actual é expectável que se cumpra a redução necessária no
cenário optimista, faltando ~0,4 Mtep para o cumprimento do cenário central
Poupanças
deprimária
Energia
Figura 22. Poupanças
de energia
em Primária
2020 (Mtep)a
Cenário base
atingir em 2020 (Mtep)
1,7
0,4
1,3
-0,1
1,2
Poupanças adicionais
das medidas actuais
Esforço de EE
necessário
Diferencial a atingir em
medidas adicionais
O planoAs
actual
e as medidas adicionais
revestem-seadicionais
de especial importância
não só noem
contexto do
necessidades
de investimento
serão decididas
Plano Nacional
de
Acção
para
a
Eficiência
Energética
(PNAEE)
mas
também
no
âmbito
do Plano
conjunto com o cumprimento dos objectivos do PNAER
Nacional de Acção para as Energias Renováveis (PNAER) uma vez que têm impacto sobre as
percentagens
a
Fonte: ADENE;
Análise A.T. Kearneyde incorporação de fontes de energia renovável. Por esta razão, existe56/3272/12
necessidade de realizar uma revisão completa do PNAEE actual em base a dois eixos de actuação:
Acção e Monitorização.
a. Acção: Reforço das medidas actuais e lançamento do novo pacote de medidas

Eliminação de medidas de Eficiência Energética de reduzida tangibilização / quantificação
ou com impacto reduzido

Lançamento de novas medidas tendo por base novas Directivas Europeias e estudo de
melhores práticas europeias, com enfoque em medidas de reduzido custo e facilidade de
implementação relativa
b. Monitorização: Revisão dos métodos de monitorização de resultados

Redefinição de metodologias de cálculo dos indicadores bottom-up para isolar, tanto
quanto possível, o impacto realizado por cada medida e alinhar racional de medição com
directrizes da CE

Identificação e produção de indicadores sectoriais actualmente inexistentes, num esforço
de aproximação às recomendações europeias de inclusão de monitorização top-down
25
43
b. Reforço das medidas actuais e lançamento do novo pacote de medidas
A linha de acção para se atingir, em medidas adicionais, o diferencial estimado em 0,4 Mtep,
divide-se em três vertentes:
i.
Reforço da acção sobre o pacote de medidas existente, i.e., sobre medidas que ainda não
tenham sido operacionalizadas ou cujo impacto não foi monitorizado;
ii.
Introdução de medidas adicionais resultantes de directivas Europeias. Trata-se da
operacionalização de medidas que constam em directivas Europeias recém-lançadas (e.g.,
Ecodesign Directive, Energy Performance of Buildings Directive, Smart grids and meters
Directives) que trazem poupanças até 2020;
iii.
Introdução de medidas resultantes de um benchmark Europeu, de onde é possível retirar
medidas com potencial de implementação de investimento reduzido ou nulo e medidas
com potencial de implementação mas que necessitem de investimento para o efeito.
i. Reforço da acção sobre o pacote de medidas existente
O PNAEE actual, que conta hoje com 55 medidas de acordo com a proposta de revisão da
ADENE/DGEG (2011), foi revisto e analisado tendo em conta a exequibilidade e o investimento
necessário à promoção de cada medida. Das medidas cuja operacionalização não foi realizada ou
cujo impacto não foi monitorizado, recomendamos a eliminação das seguintes:

Pressão certa (T1M4): medida cuja monitorização levanta sérios desafios e cujos
benefícios podem não justificar o investimento necessário;

Fluidos eficientes (T1M5) e plataforma de gestão de tráfego (T2M4): medidas de difícil
tangibilização, em particular no contexto económico actual (em linha com informação da
ADENE);

Portugal Logístico (T3M1) e Auto-estradas do mar (T3M2): medidas que exigem níveis de
investimento altos, desalinhadas com as necessidades económicas actuais (embora seja
reconhecido o seu valor do ponto de vista político e de competitividade nacional).
Por outro lado, existe um conjunto de medidas que, não tendo sido operacionalizadas até ao
momento, têm elevado potencial em realizar economias de energia sem ser necessário
investimento adicional, nomeadamente:

Regulamentação da entrada de táxis colectivos no mercado (T2M2): medida sem
investimento que promove a entrada de táxis colectivos no mercado que, além de
economizar energia devido à elevada taxa de ocupação, pode promover a articulação com
os transportes públicos colmatando eventuais lacunas de serviço. A medida deve
promover, ainda, veículos eléctricos que apesar da reduzida autonomia têm
substancialmente menores custos operacionais dinamizando indirectamente o sector
como hoje o conhecemos;

Desincentivo à aquisição de novos equipamentos ineficientes (R&S4M4): medida que tem
como objectivo desincentivar a aquisição de novos equipamentos ineficientes, quer
26
através de rotulagem quer através de um imposto adicional que reverteria para o fundo
de eficiência energética podendo ser utilizado para subsidiar equipamentos eficientes.
Para este efeito, devem ser criadas duas listas de equipamentos, uma de equipamentos
ineficientes aos quais seria aplicado um rótulo e um imposto de ineficiência energética, e
outra de equipamentos muito eficientes a promover através de rótulos especiais ou
subsídios. Como exemplos de equipamentos ineficientes: qualquer aquecedor eléctrico
que não use calor latente atmosférico ou geotérmico, equipamentos com uma classe de
eficiência energética inferior a C, etc;

Cogeração hospitalar (E8M5): medida que traz economias significativas ao nível da
produção de calor ou frio, podendo ser financiada por empresas prestadoras de serviços
energéticos. Em linha com o programa sugerido pela ADENE - “Cogeração Social” - pode
ainda ser reforçada para um universo de serviços públicos mais abrangente através da
fiscalização das centrais de cogeração existentes aproveitando o calor que não é utilizado
para benefício público;

Green procurement (E8M7): medida que impõe critérios de eficiência energética mais
exigentes nas compras públicas e que é essencial para assegurar o papel do Estado como
veículo das melhores práticas de eficiência energética;

Cumprimento de requisitos mínimos de eficiência energética para novas instalações de
iluminação (E8M10): medida regulatória que evita ineficiências futuras na iluminação
pública.
O reforço sugerido tem como traço comum um investimento público reduzido/inexistente para a
sua implementação e, se operacionalizado, pode representar uma economia de 35 ktep4 em
energia primária por ano.
ii. Introdução de medidas adicionais resultantes de directivas Europeias
A segunda vertente do eixo de actuação tem por base a implementação de Directivas Europeias
recentemente lançadas com impacto sobre os consumos energéticos nacionais, nomeadamente:

As directivas Ecodesign 2009/125/EC e 2010/30/EU;
4
Pressupostos da quantificação: 500 táxis colectivos em 2020; Taxa de ocupação média do táxi colectivo:
2.5; 150.000 km percorridos anualmente; Consumo médio de 57 gep/pkm; Vendas anuais de fogões de
40.000 unidades (1% do parque (ICESD,2010)); Consumo anual de fogões por casa: 0,1 tep/casa/ano (ICESD,
2010); Factor de conversão de energia eléctrica para energia primária em 2020: 135 tep/GWh; % de redução
da venda de placas eléctricas por causa da medida: 20%; Parque de aquecimentos eléctricos: 2.794.054 un
(ICESD, 2010); % de renovação anual=5%; 20% de redução nas vendas de aquecedores eléctricos por causa
da medida; Consumo de energia eléctrica por aquecimento eléctrico: 0,026 tep/aquecedor/ano; 1,8GW de
potência de cogeração licenciada; 20% de centrais subaproveitadas; 35% rendimento eléctrico; 45%
rendimento térmico; 6200 GWh de produção eléctrica em 2010; 30% das centrais subaproveitadas
encontram-se perto de pontos de procura; 50% do calor gerado pode ser efectivamente aproveitado; 90%
de rendimento de queima caso o calor tivesse que ser produzido independentemente
27

A directiva EPBD (Energy Performance of Buildings Directive);

As directivas relativas a contadores e redes inteligentes 2009/72/CE e 2009/73/CE.
As directivas Ecodesign abrangem quaisquer bens que tenham um impacto relevante, directa ou
indirectamente, sobre o consumo de energia durante a sua utilização. Esta directiva obriga a
utilização de rótulos de eficiência energética nos referidos produtos aumentando, desta forma, a
informação disponível para o consumidor final promovendo produtos que induzem menores
consumos. Como exemplo de produtos com impacto directo no consumo de energia refira-se
qualquer tipo de aquecedor; de impacto indirecto, vidros ou material de isolamento habitacional.
A directiva EPBD define a aplicação de requisitos mínimos de desempenho energético nos edifícios
novos aquando da sua construção e nos edifícios existentes em caso de renovações habitacionais.
A principal novidade desta directiva face ao que já se encontra implementado em Portugal é a
obrigação de um consumo energético quase-nulo5 para todos os novos edifícios ocupados pelo
Estado a partir do início de 2019 e, da mesma forma, um consumo quase-nulo para todos os
edifícios construídos a partir do início de 2021. De forma a serem cumpridas estas exigências, a
directiva prevê um aumento periódico dos requisitos mínimos de desempenho energético dos
edifícios novos e existentes.
Por fim, as directivas 2009/72/CE e 2009/73/CE prevêem a cobertura mínima de 80% dos
consumidores finais com contadores inteligentes até 2020, pelo que esta implementação trará
economias de energia resultantes de alterações comportamentais estudadas por diversos Estadosmembros, incluindo Portugal. Além disto, a já prevista implementação das redes inteligentes
também diminuirá as perdas que actualmente se verificam no transporte e distribuição de
electricidade no país.
Estimamos que a operacionalização das directivas referidas perfaça uma economia de 230 ktep6
em 2020, dividido por directiva de acordo com a Figura 23.
5
Cabe a cada Estado-membro definir os critérios a cumprir para se considerar um consumo energético
habitacional como quase-nulo
6
Pressupostos da quantificação: 602 ktep de consumo eléctrico nacional (cozinha + equipamentos) (ICESD,
2010); 5% de redução dos consumos eléctricos após a implementação da directiva Ecodesign além do já
previsto pelo PNAEE; 2,81 TWh de consumo de electricidade nos edifícios do Estado em 2010 (DGEG); 73%
do consumo do estado é eléctrico (valor para os serviços em 2010 (Balanço energético 2010, DGEG)); 3% de
taxa de renovação a partir de 2014 (proposta de directiva 2011/0172); 60% de potencial de redução após
renovações; 7372 renovações habitacionais em 2010 (INE); 0,13 tep/ano de consumo eléctrico alvo de
redução (ICESD, 2010); 0,26 tep/ano de consumo energético além de electricidade alvo de redução (ICESD,
2010); Factor de conversão de energia eléctrica para energia primária em 2020: 135 tep/GWh; 80% de
penetração de contadores inteligentes; 3,2% de redução no consumo eléctrico (KEMA) e 3,7% de redução
no consumo de gás (KEMA) através da instalação de contadores inteligentes; 5% de redução das perdas de
transporte e distribuição de electricidade na rede;
28
1
As três Directivas Europeias mais recentes e em implementação deverão
trazer poupanças adicionais de ~230 ktep em 2020
Potencial de poupanças adicionais de energia
Directivas
em implementação
primária em 2020
(ktep)
Figura 23. Poupanças
de energia
primária estimadas em 2020 pela operacionalização
de directivas
recentemente lançadas (ktep)
100
230
Directiva dos contadores
e redes inteligentes
Total
80
50
Directivas Ecodesign
Directiva EPBD
(1) Energy Performance of Buildings Directive
Fonte:
Smart602meters
in theeléctrico
Netherlands,
KEMA;
Proposta
de2010);
directiva
2011/0172;
Directivas
Pressupostos:
ktep de consumo
nacional (cozinha
+ equipamentos)
(ICESD,
5% de redução
dos consumos
eléctricos após 2009/125/EC,
a implementação da
directiva Ecodesign além do já previsto pelo PNAEE; 2,81 TWh de consumo de electricidade no Estado em 2010 (DGEG); 73% do consumo do estado é eléctrico (valor
para os serviços 2010/31/EU,
em 2010 (Balanço energético
2010, DGEG));
3% de taxa de renovação
a partir
de 2014
(propostaA.T.
de directiva
2011/0172); 60% de potencial de redução
2010/30/EU,
2009/72/EC
e 2009/73/EC;
DGEG;
INE;
Análise
Kearney
após renovações; 7372 renovações habitacionais em 2010 (INE); 0,13 tep/ano de consumo eléctrico alvo de redução (ICESD, 2010); 0,26 tep/ano de consumo
energético além de electricidade alvo de redução (ICESD, 2010); Factor de conversão de energia eléctrica para energia primária em 2020: 135 tep/GWh; 80% de
pentração de contadores inteligentes; 3,2% de redução no consumo eléctrico ; 3,7% de redução no consumo de gás; 5% de redução nas perdas da rede;
56/3272/12 49
Fonte: Smart meters in the Netherlands, KEMA; Proposta de directiva 2011/0172; DGEG; INE; Análise A.T. Kearney
A directiva EPBD e a nova proposta de directiva que passa a reger o PNAEE, além de encararem o
Estado como líder na implementação de medidas de eficiência energética, prevêem uma
renovação mínima obrigatória de 3% da área total construída que não cumpra os requisitos
mínimos de eficiência energética7. Esta exigência implica duplicar a velocidade média de execução
verificada no período 2008-2010 onde, face às metas ambicionadas para 2016, apenas se
executaram aproximadamente 10% das economias previstas.
Para tal, torna-se necessário:

Caracterizar o parque de edifícios no que diz respeito ao desempenho energético
(consumos energéticos, área útil, nº de ocupantes, etc);

Desenvolver indicadores de desempenho energético em linha com as recomendações da
Comissão Europeia (corrigindo os indicadores de factores externos à eficiência energética
como a severidade do Inverno/Verão);

Monitorizar anualmente os indicadores por edifício público, em particular para edifícios
com áreas superiores a 250m2;

Identificar todos os organismos que tenham desempenho energético inferior aos
requisitos mínimos previstos na lei;
7
Segundo a recente correcção à proposta de directiva 2011/0172, que data de 08/12/11, a taxa de 3% deve
2
ser calculada tendo por base a área total detida pelo governo central com uma área útil superior a 500m e,
2
a partir de 09/07/2015, de 250 m ; A renovação dá-se a partir de 1 de Janeiro de 2014; Os requisitos
mínimos terão que ser elevados periodicamente de forma a ser possível construir edifícios com consumo
quase-nulo a partir do início de 2019 no sector público e do início de 2021 no sector privado
29

Promover a taxa mínima de renovação prevista nos edifícios.
O financiamento da renovação do parque de edifícios públicos pode ser realizado quer
directamente, quer através da criação de parcerias com empresas de serviços energéticos (ESE’s),
sendo a última opção a recomendável reduzindo em larga escala o capital público necessário para
o efeito.
O recém-lançado programa ECO.AP lança as bases para que se atinja a velocidade de execução
necessária
ao cumprimentoprograma
dos objectivos
na área
do Estado, embora
exista a
1 O recém-lançado
ECO.AP
é dos
umaedifícios
base essencial,
emboraainda
ainda
necessidade
alguns aspectos
chavealguns
como seaspectos
pode observar
na Figura 24.
existadeaclarificar
necessidade
de clarificar
chave
Figura 24. Objectivos e desafios futuros
das alavancas
do programa
ECO.AP
Caracterização
do programa
ECO.AP
Apoio
Alavancas
Objectivos
Desafios futuros
Barómetro de
Eficiência
Energética
 Obter um panorama global sobre o
grau de eficiência na Administração
Pública
 Criar um ranking de eficiência
energética e baixo carbono entre
entidades públicas
 Veicular o Estado como referência na
gestão de consumos de energia e
disseminador de boas práticas de
eficiência energética e baixo carbono
 Promover comportamentos
energeticamente mais eficientes
 Promover a disponibilização de informação
completa pelas diversas entidades gestoras do
estado
 Alargar o projecto piloto a todos os edifícios
públicos
 Desenvolver e consolidar indicadores de
eficiência energética adequados a cada tipo de
sector de serviços do estado independentes de
factor externos como, por exemplo, condições
meteorológicas
 Monitorizar dinâmica e fidedignamente os
consumos energéticos
ESE’s
 Renovar o parque de edifícios e
equipamentos
 Reduzir a barreira do investimento
inicial
 Desenvolver o mercado de empresas
de serviços energéticos
 Concretizar e afinar o modelo contratual entre o
Estado e as ESE’s
 Diminuir o risco da operação (o desenvolvimento
dos indicadores adequados tem um papel chave)
 Garantir que as empresas têm o financiamento
necessário à execução do programa
Fonte:ADENE;
ADENE; Análise
A.T. Kearney
Fonte:
Análise
A.T. Kearney
56/3272/12
5
iii. Introdução de medidas adicionais resultantes de um benchmark Europeu
O benchmark realizado tem por objectivo comparar Portugal às melhores práticas Europeias nos
diversos sectores abrangidos pelo PNAEE. Nesse sentido, foram seleccionados países com planos
de acção para a eficiência energética que abordem de uma forma integrada e compreensiva os
diversos sectores abrangidos pela directiva que rege o PNAEE. Os planos revistos da Alemanha,
Espanha, França e Holanda obedecem a estes critérios, sendo que os planos iniciais da Alemanha e
da Holanda eram já reconhecidos como as melhores práticas pela Comissão Europeia e o plano
Espanhol já se encontra elaborado segundo a nova proposta de directiva 2011/0172.
Na Figura 25 identificam-se as medidas de eficiência energética previstas nos planos nacionais de
cada país nos diferentes sectores e em anexo pode-se observar a comparação entre o que foi
implementado em Portugal e o que foi implementado nos países de referência nos diferentes
sectores.
30
Em traços gerais, o plano português está em linha com as melhores práticas europeias no que diz
respeito ao conteúdo do plano. De referir apenas que, no sector da Agricultura e Pescas, o PNAEE
1 Para a identificação de melhores práticas de EE, foram analisados os
pode, e deve, incorporar as medidas que têm vindo a ser implementadas exteriormente ao plano.
planos de acção em quatro países nos diferentes sectores
Figura 25. Nº de medidas de eficiência energética identificado por sector
Nº de medidas de EE identificadas por sector
Sector
Edifícios e
equipamentos
12
7
34
28
14
Estado
15
4
14
12
5
Indústria
4
3
12
7
2
Transportes
16
15
16
33
8
Agricultura e
pesca
--
6
1
5
3
Transformação
de energia
--(1)
6
--(1)
--(1)
--(1)
Transversal
8
14
8
20
6
Total
55
55
85
105
38
(1) Apesar de não ter presente um plano integrado como dita a proposta de directiva 2011/0172, o plano apresenta algumas medidas dispersas pelos
restantes sectores
56/3272/12
Fonte:
Planos de
energética
dos países
Análise A.T. como
Kearney dita a proposta de directiva 2011/0172, o plano
(1)
Apesar
deeficiência
não ter
presente
umapresentados;
plano integrado
apresenta algumas medidas dispersas pelos restantes sectores
Fonte: Planos de eficiência energética dos países apresentados (Comissão Europeia, Energia); Análise A.T.
Kearney
Do benchmark realizado, foi possível fazer um levantamento de medidas com potencial de
implementação em Portugal que se pode observar nas Figura 26 (edifícios e equipamentos), Figura
27 (transportes) e Figura 28 (restantes). Numa primeira análise é ainda apresentada uma
comparação qualitativa do investimento necessário para a implementação de cada medida assim
como da relação custo/benefício das mesmas.
31
53
1
Do benchmarking realizado retiraram-se possíveis novas medidas com
potencial de implementação em Portugal (1/3)
Medidas
com potencial
implementação
Figura 26. Medidas com potencial
de implementação
node
sector
de edifícios e equipamentos
Medidas
Sector
País
Investimento
Custo vs.
benefício
1 Desenvolvimento de um acordo de performance energética
mínima com o sector de construção (edifícios novos e
existentes)
2 Regulamentar a repartição de benefícios entre senhorio e
arrendatário em investimentos em eficiência energética
3 Reforço de campanhas de comunicação
Edifícios e
equipamentos
4 Incentivo à compra de bombas de calor
5 Benefícios fiscais para renovações habitacionais
6 Criação de fundo de investigação para o desenvolvimento de
novas iniciativas de eficiência energética
Baixo
Alto
Fonte: Planos de eficiência energética dos países apresentados (Comissão Europeia, Energia); Análise A.T. Kearney
Do benchmarking realizado retiraram-se possíveis novas medidas com56/3272/12 8
Fonte:potencial
Planos de eficiência
energética dos países
apresentados
(Comissão Europeia, Energia); Análise A.T.
de implementação
em Portugal
(2/3)
1
Kearney
Medidas
com potencialno
desector
implementação
Figura 27. Medidas com potencial
de implementação
dos transportes
Medidas
Sector
País
Investimento
Custo vs.
benefício
7 Promoção do modo ferroviário de mercadorias: introdução de
uma taxa variável com a distância no modo rodoviário de
mercadorias
8 Definição de requisitos mínimos mais exigentes nas
emissões de CO2 dos veículos ligeiros
Transportes
9 Regulamentação da eco-condução nas escolas de condução
para veículos de passageiros e mercadorias
10
 Promoção do Car Sharing
A área dos transportes necessita de uma monitorização exigente para
que se possa conhecer o impacto das recentes reestruturações
Baixo
Alto
56/3272/12 56
Kearney
32
Do benchmarking realizado retiraram-se possíveis novas medidas com
em Portugal
(3/3)da indústria, Estado, agricultura e pesca
Figurapotencial
28. Medidas de
comimplementação
potencial de implementação
nos sectores
1
e transformação de energia
Medidas com potencial de implementação
Medidas
Sector
País
Investimento
Custo vs.
benefício
11
 Reforço de acordos voluntários/ planos de racionalização com a
indústria para a diminuição de consumos energéticos
Indústria
12
 Financiamento à substituição de equipamentos
Estado
13
 Formação de gestores municipais de energia
14
 Incentivo à melhoria de eficiência energética dos sistemas de rega
 Aconselhamento técnico e subsídios à implementação de
15
medidas de eficiência energética
Agricultura
e pescas
16
 Renovação da frota de tractores
Transformação de
energia
Baixo
17
 Interligação entre pontos de procura e oferta de calor
Alto
Fonte: Planos de eficiência energética dos países apresentados (Comissão Europeia, Energia); Análise A.T. Kearney
56/3272/12 10
Kearney
Com base nesta análise, torna-se possível separar as medidas levantadas em medidas cuja
operacionalização se pode realizar sem ser necessário investimento público – medidas cuja
implementação é prioritária – e medidas que necessitam investimento. As medidas cuja
implementação deve ser prioritária são:
Medida 1: Desenvolvimento de um acordo de performance energética mínima com o sector de
construção (novos e existentes edifícios), agilizando a implementação da directiva EPBD e servindo
de alavanca aos 80 ktep mencionados na Figura 23;
 Medida 2: Regulamentação da repartição de benefícios entre senhorio e arrendatário em
investimentos em eficiência energética, dinamizando um mercado que se estima em
420.000 fogos e onde existe uma barreira ao investimento uma vez que as rendas são
estipuladas por contrato;

Medida 9: Regulamentação da eco-condução nas escolas de condução para veículos de
passageiros e mercadorias, incutindo comportamentos de eco-condução através dos
exames teóricos e práticos a aproximadamente 100.000 novos condutores por ano;

Medida 11: Reforço dos planos de racionalização com a indústria para a diminuição de
consumos energéticos, alargando o universo de empresas abrangidas pelo actual Sistema
de Gestão dos Consumos Intensivos de Energia (SGCIE), diminuindo os períodos dos
planos de racionalização e reforçando a fiscalização das economias previstas.
33
Estimamos que as quatro medidas propostas perfaçam um total de economias em 2020 de 120
ktep8, divididos por medida de acordo com a Figura 29.
Figura 29. Potencial de poupança de energia primária em 2020 (ktep)
10
-
120
10
100
Reforço dos planos
de racionalização
com a indústria
Regulamentação da
Repartição de
Acordo de
eco-condução nas
benefícios entre
performance com o
escolas de condução senhorio e arrendatário sector de construção
Total
Fonte: IMTT; Governo; ADENE; ICESD, 2010 (DGEG); Análise A.T. Kearney
Para a concretização das medidas propostas é necessário lançar um conjunto articulado de acções
que se encontram dispostas na Figura 30.
As três vertentes accionadas permitem atingir economias de 385 ktep (ver Figura 31) em energia
primária em 2020, ou seja, 91% das economias necessárias adicionais necessárias (422 ktep),
sendo que o diferencial adicional em falta (37 ktep) deve ser atingido através de medidas que
potenciem o investimento privado com investimento público reduzido. Das medidas resultantes
do benchmark realizado, foram seleccionadas as que melhor satisfazem o critério referido.
8
Pressupostos da quantificação: 110.000 cartas emitidas por ano (IMTT); 20.000 km percorridos por ano
(ADENE); 2% de redução do consumo por eco-condução; Consumo específico de 57 gep/vkm; 50% de
atenuação do impacto até 2020; 420.000 fogos arrendados (Imprensa); 10% de renovação; Consumo
eléctrico alvo de redução: 0.13 tep/ano (ICESD, 2010); Consumo não-eléctrico alvo de redução: 0,26 tep/ano
(ICESD, 2010); 60% de potencial de redução; 1000 empresas abrangidas pelo alargamento (ADENE);
Consumo mínimo de 400 tep/ano (ADENE); Potencial de redução de 10%; 50% de consumo eléctrico
(ADENE); 50 ktep adicionais por diminuição dos períodos dos planos de racionalização (ADENE)
34
1
Para a concretização das poupanças em 2020 é crítico lançar um conjunto
articulado de acções
Figura 30. Modo de operacionalização das medidas sem investimento propostas
Medidas propostas
1
Acções a lançar
Desenvolvimento de um
acordo de performance
energética mínima com o
sector de construção
 Definir periodicamente requisitos mínimos mais exigentes para se evoluir no
sentido de edifícios energeticamente quase nulos no público e no privado até ao
final de 2018 e 2020, respectivamente
 As casas renovadas passam a estar sujeitas a desempenhos globais mínimos
obrigatórios (no caso de grandes renovações) ou desempenhos mínimos
obrigatórios para os elementos substituídos (pequenas renovações)
 Como contrapartida, e para se fomentar a renovação do parque habitacional, esta
medida pode ser articulada com empréstimos bonificados para renovações
2
Regulamentar a repartição
de benefícios entre
senhorios e arrendatários
em investimentos em
 Regulamentar contratos de desempenho energético entre senhorios e
arrendatários. O proprietário realiza o investimento e passa a poder aumentar o
valor da renda enquanto que o arrendatário vê a parte fixa a aumentar mas a
parte variável a diminuir, no mínimo, a mesma quantia
9
Regulamentação da ecocondução nas escolas de
condução para veículos de
passageiros e mercadorias
 Introduzir o ensino obrigatório de conteúdos de eco-condução nas escolas de
condução (em ambas componentes teórica e prática)
 Alargar o universo de empresas abrangidas pelo SGCIE para consumos
superiores a 400 tep/ano (actualmente em 500 tep/ano)
11
 Diminuir os períodos dos planos de racionalização
Reforço do SGCIE
 Reforçar a fiscalização dos impactos previstos nos planos de racionalização
 Reforçar penalizações em caso de incumprimento
As poupanças previstas
são ainda insuficientes (-9%) para cobrir as
necessidades
de
redução
adicionais de ~0,4 Mtep no cenário central
1
56/3272/12 60
Figura 31. Poupanças previstas de acordo
com as 3 vertentes
accionadas
Poupanças
previstas
(ktep) (ktep)
91%
120
385
Introdução
de medidas
adicionais
Poupanças
esperadas
em 2020
100%
9%
422
37
Poupanças a
atingir em 2020
Diferencial
adicional em falta
230
35
Reforço de
medidas actuais
%
Implementação
de Directivas
Cumprimento das poupanças a atingir
56/3272/12 66
35
Na Figura 32 são apresentadas as referidas medidas em conjunto com o investimento público
necessário, o potencial impacto e a forma de operacionalização. O indicador utilizado para o
investimento público necessário foi desenvolvido no âmbito das economias reportadas pelo
PNAEE e pretende ser comparável a outros Estados-membros. Por esta razão, o indicador referese ao capital público investido para a promoção da medida sobre as economias que a mesma
produz por ano. Como se pode observar pela mesma Figura, a medida com melhor relação custobenefício é a medida de promoção de planos de racionalização através de empresas de serviços
energéticos (ESE’s), sendo que o seu potencial impacto em 2020 é suficiente para proporcionar a
redução necessária de 37 ktep em energia primária.
A medida referida, além de ter uma relação custo-benefício reduzida, vai de encontro ao racional
que deve reger o PNAEE: partilhar a responsabilidade do aumento da eficiência energética na
economia junto das entidades privadas. Com este objectivo, devem ser introduzidas e
desenvolvidas as ferramentas necessárias que, de uma forma economicamente eficiente,
multipliquem as economias atingidas promovendo o investimento privado em detrimento do
público. A dinamização do mercado das ESE’s vem de encontro a este objectivo, sendo o papel do
Estado a criação das condições necessárias ao seu desenvolvimento e amadurecimento.
1 O diferencial adicional em falta poderá ser atingido através de medidas que
o investimento
privado com
público reduzido
Figurapotenciem
32. Medidas com
potencial de implementação
com investimento
investimento reduzido
Medidas
propostas
4
Investimento Potencial
público
impacto
Incentivo à
instalação de
sistemas mais
eficientes de
aquecimento
Forma de operacionalizar
 Promover a instalação de pequena cogeração (rendimentos globais
mínimos de 70%) e bombas de calor (COP>4) junto da indústria e do
sector de serviços
275 €/tep
50 ktep
 Subsidiar parcialmente a instalação destes sistemas
 Acordar os sectores o modo mais eficiente de disponibilizar recursos
 Procurar maximizar a economia de energia dando prioridade a sistemas
intensivos
 Acordar requisitos mínimos com o sector de construção
5
12
Benefícios
fiscais para
renovações
habitacionais
90 €/tep
Promoção de
planos de
racionalização
através de
ESE’s
45 €/tep
60 ktep
 Apenas as renovações em que sejam atribuídas o certificado de
eficiência energética têm direito a benefícios fiscais (limite mínimo a ser
definido)
 Aumentar periodicamente os requisitos energéticos mínimos das
renovações de modo a cumprir a Directiva EPB
160 ktep
 Criar uma linha de crédito bonificado para empresas prestadoras de
serviços energéticos
 Acordar com o sector a forma mais eficiente de disponibilizar recursos
Medida recomendada
Nota: Considerando taxa de financiamento de 8% ao ano, 5 anos de financiamento e vida do equipamento, investimento inicial de 815 €/tep; Substituições com
TIR de 14%; Penetração de 20% em industria e serviços; custo de instalação de 20% do equipamento e 40€/KW (210 kWt); COP = 4 das bombas de calor;
Nota:
SubsídioConsiderando
de 50% na bomba de taxa
calor de financiamento de 8% ao ano, 5 anos de financiamento e vida do equipamento,
56/3272/12
investimento inicial de 815 €/tep; Substituições com TIR de 14%; Penetração de 20% em indústria e serviços; 12
custo de instalação de 20% do equipamento e 40€/KW (210 kWt); COP = 4 das bombas de calor; Subsídio de
50% na aquisição das bombas de calor
Através das diversas vertentes referidas até ao momento torna-se possível o cumprimento da
redução do consumo de energia primária em 25% (limite máximo ao consumo de energia primária
36
de 22.610 ktep) face à projecção do consumo para 2020 (24.320 ktep), totalizando 1.710 ktep em
economias previstas em 2020 (Figura 33). Para este efeito, torna-se necessário um investimento
1 O objectivo do plano é exequível a um custo de ~340 M€, sendo essencial
público estimado em 340 M€.
garantir a sua monitorização
(1)
Figura 33. Cumprimento da redução do consumo de energia primária (ktep) em função das vertentes
accionadas
Redução do consumo de Energia Primária(1) (ktep)
24.320
Cenário
revisto
(MARKAL
2012)
1.288
Poupanças
pelo pacote
de medidas
actual
35
230
1.710
120
37
Reforço de Implementação Introdução Promoção de Total a atingir
medidas
de Directivas de medidas
planos de
actuais
adicionais racionalização
22.610
Consumolimite para
25% de
redução
(1) Consumos
de energiaque
primária
sempacote
usos não-energéticos
Estimamos
o novo
de medidas tenha um custo específico de
(2), sendo necessário ~340 M€ até 2020 para a sua execução
Fonte: Análise
A.T.
Kearney
198
€/tep
(1) Consumos de energia primária sem usos não-energéticos
(2) Investimento público realizado sobre a energia primária reportada no PNAEE; Preços de 2011
(3) Assumindo que o investimento na renovação dos edifícios do estado é feito por empresas prestadoras de serviços energéticos (ESE’s)
Na Figura 34 apresentam-se as economias em energia final previstas no PNAEE revisto por sector
face aos consumos previstos em 2020. Como se pode constatar, o sector Residencial & Serviços
56/3272/12 13
assume um papel preponderante uma vez que permite obter economias significativas a custo
reduzido. Em relação ao sector dos transportes, e face ao seu peso no consumo nacional em 2020,
o papel do PNAEE é reduzido por se tratar de um sector que necessita de uma estratégia integrada
e compreensiva à luz das recentes reestruturações nas empresas de transporte público. Por fim, as
economias previstas para o sector industrial são naturalmente reduzidas face ao consumo
industrial nacional uma vez que o PNAEE não pode conter as indústrias sob a alçada da directiva
2003/87/CE que diz respeito ao comércio de licenças de emissão de gases com efeito de estufa
(PNALE).
37
O elevado peso do sector Residencial e Serviços possibilita a redução do
investimento público necessário à execução do plano revisto
1
Figura 34. Estrutura do consumo nacional e das economias previstas no PNAEE em 2020
Sector
Residencial
e Serviços
Consumo de energia final
de Portugal (Mtep, 2020)
Transportes
Indústria
Total
%
29%
5,4
36%
6,8
Economias previstas no
PNAEE(1) (Mtep, 2020)
57%
1,0
22%
0,4
6,7
35%
0,4
21%
18,9
100%
1,8
100%
% sobre o valor total
(1) São incluídos os valores já atingidos até 2010 (460 ktep)
(2) Diz respeito à indústria incluída no regime de comércio de licenças de emissão de gases com efeito de estufa
Fonte:
Análise
A.T. Kearney
(1)
São
incluídos
os valores já atingidos até 2010 (460 ktep)
56/3272/12 64
38
c. Revisão dos métodos de monitorização de resultados
A monitorização das medidas de eficiência energética assume um papel crítico no PNAEE, sendo
pela CE adas
utilização
de métodos
(ver Figura
35) que,
de uma forma
2 recomendado
A monitorização
medidas
de EEcomplementares
assume um papel
crítico
no PNAEE,
conjunta,
permitam
a
interpretação
da
realidade
e
o
reforço
do
pacote
de
medidas
existente em
sendo recomendável pela CE a utilização de métodos complementares
função das necessidades observadas.
Métodos de monitorização do PNAEE
Figura 35. Métodos de monitorização do PNAEE
+• Permite calcular indicadores de eficiência
por sector de actividade
+• Permite monitorizar a evolução da
eficiência energética de cada sector
+• Permite comparar a eficiência energética
com a de outros países
- • Não mostra casualidade entre medidas e
impactos
Método Top-Down
A poupança de energia é estimada
usando dados nacionais ou
agregados sectoriais tendo por
base um ano de referência
+• Permite estimar o impacto de uma medida
em particular
Método Bottom-up
A poupança de energia é
calculada a partir da soma das
estimativas de impacto de
cada medida
+• Permite uma análise custo-benefício de
cada medida
+• Permite monitorizar a execução da medida
- • Não permite seguir todo o universo de
medidas
Fonte: Directiva 2006/32/EC; Análise A.T. Kearney
Fonte: Directiva 2006/32/EC do parlamento Europeu (5 de Abril de 2006); Análise A.T. Kearney
56/3272/12 66
O método bottom-up utiliza metodologias específicas por cada medida (quando possível) tendo
por base uma série de critérios e pressupostos que permitem estimar os impactos em energia final
e primária resultantes da implementação da medida. Tem ainda a grande vantagem de, uma vez
que mostra casualidade entre medidas e impactos, permitir uma análise custo-benefício em
função do investimento realizado para efeitos de promoção da medida. Desta forma é possível
desenvolver e actualizar periodicamente uma lista de mérito das medidas que se encontram em
promoção.
Contudo, a natureza inerente ao método bottom-up não permite monitorizar todo o universo de
medidas e a validade dos pressupostos das metodologias desenvolvidas pode pôr em causa a
veracidade dos impactos monitorizados. O método top-down responde a esta lacuna na
monitorização do plano através de um conjunto de indicadores de eficiência energética que
permitem monitorizar, de uma forma sub-sectorial, as economias que se estão a verificar face a
um ano de referência. Os indicadores exigem, para isso, informação agregada dos consumos
energéticos sub-sectoriais assim como indicadores de actividade aos quais os consumos estão
associados expurgando, tanto quanto possível, efeitos que não se devem a eficiência energética.
O PNAEE actual, utilizando essencialmente o método bottom-up para efeitos de monitorização,
sofre dos problemas mencionados, deixando 24% das medidas constantes do plano por
monitorizar como se pode observar na Figura 36.
39
2
62% das medidas constantes no plano são monitorizadas por indicadores
bottom-up deixando 48% do plano por monitorizar
Figura 36. Estado das medidas constantes no PNAEE por sector
Estado das medidas por sector
Medidas
monitorizadas
Medidas
não monitorizadas
Medidas
novas1
Total
Transportes
6
5
5
16
Residencial e
Serviços
11
1
0
12
Indústria
4
0
0
4
Estado
11
2
2
15
Transversal
2
5
1
8
Total
34 (62%)
13 (24%)
8 (14%)
55 (100%)
(1) Trata-se de medidas
novas top-down,
ou remodeladas
na proposta
de visão
revisãomacro
do PNAEE
O método
umaapresentadas
vez que possibilita
uma
(DGEG/ADENE, 11/2011),
cujas metodologias
não foramtodo
desenvolvidas
sectorial,
permite monitorizar
o universo de medidas
(1) Tratam-se de medidas novas ou remodeladas apresentadas na proposta de revisão do PNAEE (DGEG/ADENE, 11/2011), cujas metodologias não
desenvolvidas
A foram
Comissão
Europeia, em linha com a directiva 2006/32/EC, definiu um Framework
de
56/3272/12 67
monitorização top-down que evolui de acordo com a informação disponível como se ilustra na
Figura 37. Neste Framework são definidos uma série de indicadores de eficiência energética por
sector de actividade que se dividem em indicadores preferenciais e indicadores mínimos. A
escolha dos indicadores a utilizar depende da informação disponível, sendo que deve existir um
esforço no sentido de não usar os indicadores mínimos (exigem menos informação mas são menos
precisos) e usar, tanto quanto possível, os indicadores preferenciais.
Ao contrário de Portugal, os indicadores referidos já se encontram incorporados nos planos de
monitorização de diversos países da EU, como se pode observar na Figura 38 e Figura 39. De
referir que, apesar de existir informação para o desenvolvimento de alguns dos indicadores
apresentados para o ano de 2010, os mecanismos para que a informação seja levantada
anualmente ainda não existem ou esta ainda não é representativa do universo ao qual se refere.
40
2
A Comissão Europeia definiu um framework de monitorização top-down
que evolui de acordo com a informação disponível
Figura 37. Fases de excelência na monitorização top-down
Fases de excelência do framework de monitorização
Rigor da
monitorização
Monitorização
rigorosa
 Utiliza apenas indicadores
preferenciais (P)
 Expurga os efeitos não relacionados
com eficiência energética
Monitorização
intermédia
 Conjuga indicadores mínimos (M) com
indicadores preferenciais (P)
Monitorização
mínima
 Exige mais informação
 Utiliza indicadores mínimos (M)
 Deve ser utilizado apenas quando
não existe mais informação disponível
 Inclui efeitos não dependentes da
Informação exigida
Fonte:
on da
measurement
andEuropeia
verification methods
(CE); Análise
A.T. Kearney top2 ARecommendations
recomendação
Comissão
em usar-se
os indicadores
56/3272/12 68
down já foi incorporada por diversos países da UE, ao contrário de Portugal
Figura 38. Benchmarking da utilização de indicadores top-down na Espanha, França e Alemanha
Benchmarking com Espanha, França e Alemanha (1/2)
Indicadores
Sector
P1
 Consumo de energia para aquecimento de espaço
por m2 ajustado às condições climatéricas




P
P2
 Consumo de energia para arrefecimento de espaço
por m2 ajustado às condições climatéricas




P
P3
 Consumo de energia para aquecimento de água
por habitante




P4
 Consumo de electricidade (kWh) por tipo de
equipamento




P
P5
 Consumo de electricidade (kWh) para iluminação
por alojamento




M
M1
 Consumo de energia não-eléctrica por alojamento
ajustado às condições climatéricas


M2





 Consumo de energia eléctrica (kWh) por
alojamento
P6
 Consumo de energia não-eléctrica por indicador de
actividade ajustado às condições climatéricas




P
P7
 Consumo de energia eléctrica por indicador
actividade




M
M3
 Consumo de energia não-eléctrica por empregado
equivalente ajustado às condições climatéricas


M4





 Consumo de energia eléctrica (kWh) por
empregado equivalente
P
Residencial
P
M
P
Serviços
M
 Indicador utilizado 
Indicador utilizado com algumas modificações
 Indicador não utilizado
(1)


P: Preferencial A: Alternativo M: Mínimo
(1) No 2º plano não é calculado por falta de informação estatística mas prevê-se a sua incorporação num futuro próximo
Fonte: Recommendations on measurement and verification method (CE); PNAEE Espanha, França, Alemanha e Portugal; Análise A.T. Kearney
(1)
No 2º plano não é calculado por falta de informação estatística mas prevê-se a sua incorporação56/3272/12
num
futuro próximo
Fonte: Recommendations on measurement and verification methods (CE); PNAEE Espanha, França,
Alemanha e Portugal; Análise A.T. Kearney
69
41
2
A recomendação da Comissão Europeia em usar-se os indicadores topdown já foi incorporada por diversos países da UE, ao contrário de Portugal
Figura 39. Benchmarking da utilização de indicadores top-down na Espanha, França e Alemanha
Benchmarking com Espanha, França e Alemanha (2/2)
Indicadores
Sector
P14
 Consumo de energia de cada subsector sobre o
respectivo índice de produção industrial




M8
 Consumo de energia de cada subsector sobre o
respectivo valor acrescentado



(1)
P/A P8/A1
 Consumo de energia dos carros por p.km
transportado ou em litros/100km



P/A P9/A2
 Consumo de energia de carrinhas/camiões por
ton.km ou por veículo



P10
 Consumo de energia dos comboios por p.km
transportado



P
P11
 Consumo de energia da ferrovia por ton.km
transportada







P
P12
 Quota do transporte público (passageiros)



(2)
P
P13
 Quota do transporte de mercadorias (ferrovia e
barco)



(2)
M
M5
 Consumo de energia do sector rodoviário por carro
equivalente
M6



 Consumo de energia do sector ferroviário por
ton.km equivalente
M7
 Consumo de energia do transporte marítimo por
ton.km








P
Indústria
A
P
Transportes
M
M
 Indicador utilizado 
Indicador utilizado com algumas modificações
 Indicador não utilizado

P: Preferencial A: Alternativo M: Mínimo
(1) É monitorizado o valor agregado da indústria; (2) Apesar de estar definido, não é monitorizado
Nota: Todo o consumo de energia refere-se a energia final medido em tep, salvo indicação em contrário
Fonte: Recommendations on measurement and verification method (CE); PNAEE Espanha, França, Alemanha e Portugal; Análise A.T. Kearney
(1) É monitorizado o valor agregado da indústria; (2) Apesar de estar definido, não é monitorizado 56/3272/12
Fonte: Recommendations on measurement and verification methods (CE); PNAEE Espanha, França,
Alemanha e Portugal; Análise A.T. Kearney
70
Uma análise aos indicadores propostos pela Comissão Europeia e ao conjunto de medidas
constantes no PNAEE leva a concluir, como seria de esperar, que os indicadores permitem a
monitorização de todas as medidas que constam no plano actual. Contudo, torna-se crítico
disponibilizar a informação necessária ao desenvolvimento dos indicadores mencionados, sendo
que actualmente, e para alguns casos, não existe informação (10 indicadores) ou esta é
incompleta (11 indicadores), restando apenas um indicador que efectivamente já tem condições
para ser adoptado.
Esta situação evidencia a necessidade de, em parceria com as entidades competentes, monitorizar
e tratar as variáveis necessárias ao desenvolvimento dos respectivos indicadores, sendo que esta
informação se encontra disposta na Figura 40 (sector residencial), Figura 41 (sector dos serviços e
indústria) e Figura 42 (transportes).
42
2
O desenvolvimento dos indicadores exige a monitorização e tratamento de
diversas variáveis pelas entidades competentes (1/3)
Figura 40. Variáveis a desenvolver e entidades
competentes
para o efeito (sector residencial)
Sector
residencial
Variáveis a desenvolver
Indicadores
abrangidos
Responsabilidade
 Consumo total de energia para:
 P1; P2; P3
 ADENE (SCE); DGEG em parceria
com o INE (Inquéritos ao consumo
de energia no sector doméstico)
 Consumo de energia eléctrica por tipo de equipamento
 P4
 DGEG, AGEFE
 Consumo de energia eléctrica para iluminação
 P5
 DGEG, CPI
 Nº de alojamentos efectivamente ocupados
 P1; P2; P5; M1;
M2
 INE
 Área média por alojamento
 P1; P2
 ADENE (SCE); INE
 Parque de equipamentos
 P4
 ADENE através de estudos de
mercado, AGEFE
― Aquecimento de espaço ambiente
― Arrefecimento de espaço ambiente
― Aquecimento de água
variáveis
Nota: Informação Todas
validadaas
pela
ADENE terão que ser monitorizadas anualmente
O desenvolvimento
dos
indicadores exige a monitorização e tratamento
Fonte:
Análise
A.T. Kearney
Nota:
validados
pela ADENE
2
variáveis pelas entidades competentes (2/3)
Fonte:diversas
de
56/3272/12 74
Figura 41. Variáveis a desenvolver Sector
e entidades
o efeito (sector dos serviços e indústria)
doscompetentes
serviços epara
indústria
Indicadores
abrangidos
Responsabilidade
Serviços
 Consumo de energia não-eléctrica por sector de actividade
 P6
 DGEG, em articulação com
ADENE (SCE)
 Consumo de energia eléctrica por sector de actividade
 P7
ADENE (SCE)
 Indicador de actividade por sector de actividade
 P6; P7
 INE
 Nº de empregados (FTE’s) no sector de serviços
 M3; M4
 INE (No caso do Estado, a
DGAEP através do SIOE tem o
cadastro de todos os funcionários
públicos de todas as entidades)
 Consumo de energia por cada subsector industrial
 P14; M8
ADENE (SGCIE)
 Índice de produção industrial de cada subsector industrial
 P14
 INE, DGEG, em articulação com
ADENE (SGCIE)
 VAB de cada subsector
 M8
 INE
Indústria
aspela
variáveis
Nota: InformaçãoTodas
validada
Fonte:
Análise
A.T. Kearney
Nota:
validados
pela ADENE
56/3272/12 75
43
2
O desenvolvimento dos indicadores exige a monitorização e tratamento de
diversas variáveis pelas entidades competentes (3/3)
Figura 42. Variáveis a desenvolver e entidades competentes para o efeito (sector dos transportes)
Sector dos transportes
Indicadores
abrangidos
Responsabilidade
 Consumo total de energia de:
― Carros ligeiros
 P8; P9; P10; P11
 DGEG em colaboração com IMTT
e ACAP
 Consumo total de energia do modo marítimo
 M7
 DGEG
 Passageiro-km transportados (pkm) por carros ligeiros
 P8
 INE em colaboração com os
municípios, IMTT
 Toneladas-km transportadas a nível nacional (incluindo
modo marítimo)
 P13
 INE, IMTT
 Passageiro-km transportados (pkm) no modo ferroviário
 P10, P13
 INE em colaboração com os
operadores (e.g. Refer, CP,
Metro), IMTT
 Passageiro-km transportados (pkm) a nível nacional
 P12
 INE, IMTT
 Passageiro-km transportado por transportes públicos
 P12
 INE, IMTT
― Veículos de mercadorias
― Comboios de passageiros
― Comboios de mercadorias
aspela
variáveis
Nota: InformaçãoTodas
validada
Nota: validados pela ADENE
56/3272/12 76
d. Factores críticos de sucesso do PNAEE
Mais que o desenho e concepção de um plano de promoção de eficiência energética, é crítico
assegurar a sua execução. Para tal, é necessário actuar sobre uma série de alavancas que não só
promovam e concretizem o que foi planeado mas também que, independentemente do papel do
Estado, passem a actuar no sentido da melhoria da eficiência energética nacional sem serem
necessários incentivos adicionais.
Pode-se dividir os factores críticos de sucesso em cinco partes: Cooperação público-privada,
Estado como veículo das melhores práticas de eficiência energética, monitorização, financiamento
e capital humano.
Cooperação público-privada
Deve ser o papel da agência responsável pela implementação do plano promover a elaboração de
protocolos e acordos de cooperação com entidades privadas no âmbito do PNAEE partilhando
responsabilidades na implementação e gestão de programas (p.e. empresas do sector energético).
É ainda deveras importante observar e desenvolver o mercado de serviços energéticos (ESE’s) uma
vez que possibilita a promoção independente, privada e economicamente eficiente de bens e
serviços que promovem a eficiência energética, em particular na economia produtiva, que
apresenta maior diferencial face à média da EU-27.
44
Estado como veículo das melhores práticas de eficiência energética
O Estado tem o dever de adoptar um papel exemplar na área de eficiência energética não apenas
através da definição de metas mais rigorosas de eficiência mas também garantindo a execução dos
seus programas de modo a preparar o sector privado para o efeito (a implementação da directiva
EPBD é um exemplo em que o Estado tem o papel de preparar o sector da construção para atingir
os objectivos ambicionados até 2020).
Monitorização
A monitorização da execução do PNAEE assume um papel fundamental no sucesso do plano.
Apenas uma monitorização capaz e eficiente do plano permitirá um seguimento completo da
implementação das medidas alertando, quando necessário, para o reforço do pacote de medidas
nas áreas de actividade que necessitem de acção.
Por esta razão, torna-se crítico o desenvolvimento de ferramentas integradas de monitorização
que aliem uma metodologia bottom-up, em constante harmonização com as recomendações da
Comissão Europeia, com a metodologia top-down permitindo um plano de acção construído à
imagem da realidade na qual se insere.
Financiamento
De forma a garantir o sucesso do plano é necessário disponibilizar os veículos e as verbas
necessárias à execução do mesmo. Tal deve ser realizado através de três vertentes:

Formalização do quadro de apoios no âmbito do QREN, PPEC (Planos de Promoção da
Eficiência no Consumo de Energia Eléctrica), FAI (Fundo de Apoio à Inovação) e FPC (Fundo
Português do Carbono)

Operacionalização do Fundo de Eficiência Energética (FEE) conforme previsto na Directiva
Europeia, assumindo futuramente a evolução do cumprimento do PNAEE como variável
do Orçamento de Estado

Garantia de cross-funding junto de entidades privadas através da criação de programas de
eficiência energética de interesse económico e/ou de Responsabilidade Social
Capital humano
O sucesso do PNAEE depende de uma equipa que desenvolva todas as alavancas críticas à
execução dos objectivos. Tal necessita de uma liderança operativa clara, exclusiva e dedicada, que
assegure a integração na equipa de especialistas multidisciplinares (p.e. integração de quadros
cedidos do IMTT, DGEG, CECAC e outras entidades, em programas rotacionais) e que formalize
processos de acesso e consulta com entidades competentes em cada área de actuação (públicas
ou privadas).
45
e. Mapa de compromissos
Na Figura 43 é apresentada a actualização do mapa de compromissos após a revisão sugerida
neste trabalho.
Como se pode observar, o PNAEE assume um papel preponderante não só em relação ao seu
objectivo de redução de consumo de energia primária, mas também em relação aos objectivos de
incorporação de fontes de energia renovável no âmbito do PNAER, permitindo o cumprimento de
3 objectivos no cenário base e de 4 objectivos no cenário alternativo. Fica por cumprir a
incorporação de 10% de fontes de energia renovável nos transportes em ambos os cenários e a
incorporação de 31% de fontes de energia renovável no consumo de energia final bruto no cenário
alternativo,
objectivos
queadicional,
serão abordados
no âmbitotodos
da revisão
do PNAER. excepto
Neste cenário
de EE
cumprem-se
os objectivos
Transportes e consumo final bruto no cenário central
Figura 43. Mapa de compromissos após a revisão sugerida do PNAEE
Mapa de compromissos assumidos com a UE para 2020
Compromissos assumidos
com a União Europeia
Objectivo
2020
Estado
Cenário base compromissos
Cenário
alternativo
Estado
compromissos
24,1 Mtep
22,1 Mtep
(-2,0 Mtep)

22,6 Mtep
(-1,5 Mtep)

(Objectivo do Governo)
22,6 Mtep
22,1 Mtep
(-0,5 Mtep)

22,6 Mtep
(-0,0 Mtep)

31% de fontes de energia renovável
no consumo final bruto de energia total
5,6 Mtep(2)
5,6 Mtep
(31,3%)

5,6 Mtep
(30,9%)

Transportes
0,6 Mtep(2)
0,4 Mtep
(6,9%)

0,4 Mtep
(6,9%)

2,2 Mtep(2)
2,5 Mtep
(35,8%)

2,5 Mtep
(35,8%)

no consumo final bruto de energia em
Electricidade
2,5 Mtep(2)
2,7 Mtep
(60,6%)

2,6 Mtep
(58,8%)

Redução da dependência energética
com exterior (Objectivo do Governo)
74%
71,6%

73,0%

Objectivos que ficam cumpridos com a execução integral do PNAEE
Nota: Cumprimento da penetração FER calculado com base no consumo final bruto de energia, segundo Directiva 2009/28/CE
(1) Redução vs. projecções de consumo de energia realizadas em 2007; (2) Números revistos em baixa com execução do PNAEE
Fonte: análise A.T. Kearney
56/3272/12 94
Nota: Cumprimento da penetração FER calculado com base no consumo final bruto de energia, segundo
Directiva 2009/28/CE
(1) Redução vs. projecções de consumo de energia realizadas em 2007; (2) Números revistos em baixa com
execução do PNAEE
Fonte: análise A.T. Kearney
46
5. Revisão do PNAER
a. Caracterização e avaliação da situação actual
A segurança do abastecimento nacional, o fomento do desenvolvimento sustentável e a promoção
da competitividade nacional foram definidos, em paralelo com a União Europeia, como os três
eixos fundamentais da política energética portuguesa.
Durante a última década, os desenvolvimentos específicos da realidade portuguesa têm-se
centrado i) na crescente liberalização dos mercados energéticos, com mecanismos transparentes
de fixação de preços e regulação estável, ii) na melhoria da eficiência energética, e iii) na
diversificação das fontes primárias de energia através da promoção das energias renováveis, de
forma a diminuir a dependência externa e a exposição ao risco do preço das commodities e
assegurar o cumprimento dos compromissos ambientais e energéticos assumidos.
Em relação à promoção das energias renováveis (foco principal do PNAER), Portugal conta já com
um sólido marco legislativo. O Decreto-Lei nº 189/88, de 27 de Maio, estabelece normas relativas
à actividade de produção de energia eléctrica por pessoas singulares ou por pessoas colectivas de
direito público ou privado. O Decreto-Lei nº 168/99, de 18 de Maio, vem depois rever o regime
aplicável à actividade e remuneração de produção de energia eléctrica, no âmbito do Sistema
Eléctrico Independente, baseado na utilização de recursos renováveis ou resíduos industriais,
agrícolas ou urbanos. O Decreto-Lei nº 339-C/2001, de 10 de Dezembro, altera o anterior e
introduz o factor tecnológico Z, coeficiente adimensional que traduz as características específicas
do recurso endógeno e da tecnologia utilizada na instalação licenciada, e que actua sobre a
parcela ambiental da fórmula de remuneração. É ainda estipulado o pagamento de uma renda
devida pelas empresas detentoras de centrais eólicas aos municípios onde as mesmas se
encontram implantadas, situação que não se encontrava salvaguardada na legislação aplicável. O
Decreto-Lei nº 33-A/2005, de 16 de Fevereiro, procedeu à revisão dos factores para cálculo do
valor da remuneração pelo fornecimento da energia produzida em centrais renováveis, entregue à
rede do Sistema Eléctrico Português (SEP), bem como à definição de procedimentos para
atribuição de potência disponível na mesma rede e os prazos para obtenção da licença de
estabelecimento para centrais renováveis. Actualizou os valores constantes da fórmula de
remuneração de electricidade produzida a partir de recursos renováveis, nomeadamente o IPC de
referência, o coeficiente Z, e a componente de CO2, garantindo a respectiva remuneração por um
prazo considerado suficiente para permitir a recuperação dos investimentos efectuados e o
retorno económico mínimo dos promotores. Finalmente, o Decreto-Lei nº 225/2007, de 31 de
Maio, veio concretizar um conjunto de medidas ligadas às energias renováveis previstas na
estratégia nacional para a energia, estabelecida através da Resolução do Conselho de Ministros n.º
169/2005, de 24 de Outubro.
Como resultado desta política de apoio, Portugal apresenta hoje um dos melhores registos
históricos no cumprimento do peso das FER no consumo final de energia a 2020.
O objectivo global de 31% assumido pelo país é o quinto maior da EU-27, por detrás da Suécia
(49%), Letónia (40%), Finlândia (38%) e Áustria (34%), e em 2009, Portugal tinha já atingido 79% da
meta para 2020, com 25% de produção FER no consumo energético nacional - um desempenho
notável que coloca o país como uma das referências no sector (Figura 44)
47
DRAFT
Portugal apresenta um dos melhores registos históricos no cumprimento do
peso das FER no consumo final de energia a 2020
Figura 44. Meta de peso das FER no consumo final de energia e grau de cumprimento de países da União
Europeia (%; 2009)
97%
49%
2%
80%
87%
66%
30%
35%
65%
13%
13%
29%
14%
19%
15%
5%
10%
17%
16%
4%
RC
Hol
Meta para 2020
18%
18%
8%
RU
Irl
Cumprido em 2009
%
8%
47%
20%
11%
10%
30%
30%
Aus
Fin
25%
20%
9%
10%
8%
Ita
Ale
Gre
5%
3%
Pol
46%
4%
10%
23%
11%
12%
9%
9%
5%
54%
7%
8%
6%
8%
Bel
59%
15%
52%
31%
34%
31%
38%
7%
53%
67%
79%
13%
12%
Esp
Fra
Din
Por
Sue
Grau de cumprimento (2009)
DRAFT
Fonte: Eurostat; Análise A.T. Kearney
Fonte: Eurostat
56/3175/11 97
O Aquecimento e Arrefecimento é hoje o sector que mais FER incorpora tendo
O Aquecimento
e Arrefecimento
é hoje o sector
que mais
FER incorpora
(em
já ultrapassado
a meta proposta,
permitindo
manter
os 25%
devalor
FERabsoluto)
em 2010tendo
já ultrapassado a meta proposta, permitindo manter em 2010 os 25% de produção FER, já
alcançada em 2009
(Figura 45).
Avaliação
do cumprimento da meta de 31% de FER (ktep, 2010)
Figura 45. Avaliação do cumprimento da meta de 31% de FER (ktep; 2010)
18.447
5,6%
24,7%
326
4.559
Transporte
Total FER
41,1%
1.992
35,1%
2.241
Aquecimento e
Arrefecimento
X%
Electricidade
Consumo final
bruto de energia
% FER no consumo final bruto de energia
56/3272/12 98
Fonte: DGEG
48
Numa breve análise ao programa de medidas do PNAER de 2010 foi possível identificar 44
medidas a implementar esta década para o cumprimento das metas em 2020 nos diferentes
sectores do consumo final de energia. A revisão destas medidas permitiu concluir sobre o nível de
atraso na execução das mesmas - cerca de 39% não foram ainda iniciadas CouRevisão
nãodo PNAER
existe
informação sobre o seu estado de desenvolvimento (Figura 46) - e sobre o seu nível de
A revisão das
identificadas
permite concluir
sobrepolíticas
o nível de
concretização
- a medidas
maioria das
medidas identificadas
são apenas
de atraso
intervenção
nas execução das mesmas (39% não iniciadas ou sem informação)
económica e o seu detalhe ou monitorização não está presente no PNAER.
Estado
execução
das novas medidas
Figura 46. PNAER 2010: PNAER
Estado de2010:
execução
das de
medidas
do PNAER
Medidas
concluídas
Medidas em
desenvolvimento
Medidas não
iniciadas
Medidas sem
informação
1 Electricidade
6
6
5
2
2 Transporte
1
4
0
0
3 Aquecimento e
Arrefecimento
0
1
2
0
4 Geral
1
8
3
5
8 (18%)
19 (43%)
10 (23%)
7 (16%)
Total
EmA.T.
geral,
as medidas identificadas são políticas de intervenção
Fonte: DGEG; análise
Kearney
económica e o seu detalhe ou monitorização não está presente no PNAER
No Fonte:
cenário
de consumo revisto e assumindo a execução total do PNAEE, os desafios associados
ao
DGEG; análise A.T. Kearney
56/3175/11 25
PNAER são atingíveis, sendo que apenas a meta dos Transportes fica ainda longe de se concretizar
(a cerca de 6,9% vs. 10,0%9). As metas de Aquecimento e Arrefecimento são inclusivamente
atingíveis no novo cenário de consumo de energia, sem esforços adicionais em Eficiência
Energética ou em produção de energia renovável.
Neste contexto, muitas das medidas planeadas no horizonte 2020 perdem a sua relevância e
deverão ser revistas.

A promoção da micro e mini-produção de electricidade (incluindo mini-hídrica), apesar de
em parte já realizada com a publicação dos recentes Decreto-Lei 118-A/2010 e 34/2011,
deverá ser significativamente reduzida até nova revisão dos objectivos em 2014/15;

O desenvolvimento de tecnologias menos maduras, nomeadamente energia das ondas,
geotermia de baixa entalpia e hidrogénio, deverá ser adiado em favor de tecnologias mais
eficientes, como a grande hídrica e a eólica – estas tecnologias, consideradas ainda numa
9
Não considerando ainda o cumprimento, pelas entidades incorporadoras, das metas de incorporação
obrigatórias publicadas no Decreto-Lei 117/2010
49
fase de Investigação / Demonstração, deverão ser promovidas no âmbito de estudos de
I&D e financiadas por instrumentos (nacionais ou internacionais) desenhados para este
efeito;

A atribuição de potência (concursos ou outros procedimentos administrativos) para
centrais CSP e CPV deverá ser igualmente ser suspensa até nova revisão dos objectivos,
dado o seu ainda elevado custo na geração de electricidade;

As medidas de Transportes deverão ser reforçadas, nomeadamente as políticas associadas
à incorporação de biocombustíveis de 1ª e 2ª geração (e a sua fiscalização), ao contrário
das de Aquecimento e Arrefecimento que, pelo elevado investimento exigido
(tipicamente, medidas de subsidiação), poderão ser adiadas até 2014, e reavaliadas na
existência de atrasos no cumprimento das metas;

O desenvolvimento da Biomassa, sobretudo florestal, deve continuar a ser estimulado
num esforço conjunto entre a Secretaria de Estado da Energia (SEE) e o Ministério do
Ambiente e do Ordenamento do Território (MAOT); deverão no entanto ser evitados no
curto-prazo programas de investimento elevado, como é o caso do programa, previsto no
PNAER, de co-financiamento de equipamentos de biomassa para aquecimento ambiente e
de águas sanitárias (AQS) nos sectores doméstico e nos serviços públicos;

Medidas relacionadas com a eficiência energética e consumo energético inteligente,
através da instalação de contadores inteligentes e promoção de smart grids, estão em
linha com os objectivos do PNAEE e as mais recentes Directivas Europeias (e.g. Ecodesign,
Energy Performance of Buildings Directive (EPBD) e redes inteligentes) e deverão ser
mantidas e reforçadas.
As linhas de acção futura do PNAER devem centrar-se no cumprimento da meta no eixo dos
Transportes e na revisão das políticas adoptadas no mercado da electricidade de forma a indicar
quais os regimes tarifários mais adequados e que tecnologias devem ter prioridade de entrada
caso seja necessária potência adicional para a produção de energia eléctrica FER (Figura 47).
Em relação ao eixo de Aquecimento e Arrefecimento, é expectável que os níveis de penetração
FER aumentem até 2020 sem necessidade de investimentos públicos adicionais, pela natural
substituição de equipamentos e consequente redução do consumo energético, ou pela
continuidade de algumas políticas ainda em vigor, nomeadamente os regulamentos RCCTE e
RSECE, que obrigam, entre outras variáveis, à instalação de painéis solares em toda e qualquer
nova construção e em remodelações de valor superior a 25% do imóvel (Decreto-Lei nº 80/2006),
pelo que não foram detalhadas recomendações neste âmbito.
50
DRAFT
A revisão do PNAER deve então centrar-se no equilíbrio entre o cumprimento
da meta nos transportes e maiores incentivos em electricidade FER
Figura 47. Eixos de revisão do PNAER
Eixos de revisão do PNAER
Desafios face ao cenário de
consumo a 2020
1
Transportes
2
Electricidade
Acções a explorar
 Aumentar quota actual de
~5% para 10% do consumo
final de energia, apesar do
limite de incorporação de
FAME no gasóleo e do
baixo ritmo de adopção
do veículo eléctrico
 Aumentar a quota obrigatória de biocombustível de
1ª geração (i.e. FAME e bioetanol)
 Identificar alternativas para
a redução do consumo de
energia primária,
assumindo possíveis
atrasos na execução do
PNAEE ou na meta dos
Transportes
 Rever o quadro tarifário (regime e tarifa) das
tecnologias incluídas na PRE, com o objectivo de
minimizar o sobrecusto associado às renováveis
para produção de electricidade
 Incorporar biodiesel de 2ª geração (i.e. HVO)
 Reforçar medidas de eficiência energética para
reduzir o consumo de energia final em Transportes
(e.g. renovação do parque automóvel e transferência
modal)
 Identificar alternativas tecnológicas para responder à
necessidade de redução de consumos de energia
primária, após 2015
56/3175/11 109
b. Revisão do Plano de Acção no eixo Transportes
A legislação actual sobre incorporação de biocombustíveis, Decreto-Lei 117/2010, define no seu
artigo 11º nº1, que “as entidades que incorporem combustíveis no mercado para consumo final
no sector dos transportes terrestres, abreviadamente designadas por incorporadores, estão
obrigadas a contribuir para o cumprimento das metas de incorporação nas seguintes percentagens
de biocombustíveis, em teor energético, relativamente às quantidades de combustíveis por si
colocadas no consumo: 2011 e 2012 — 5 %; 2013 e 2014 — 5,5 %; 2015 e 2016 — 7,5 %; 2017 e
2018 — 9 %; 2019 e 2020 — 10 %”, sendo que cabe a esses incorporadores encontrar o mix de
biocombustíveis que os leve a esse cumprimento.
Define ainda, no nº3 do mesmo artigo, que “para o cumprimento da obrigação referida no nº1 os
incorporadores devem comprovar a incorporação, para os anos de 2015 a 2020, nos termos do
artigo 13.º, de 2,5 %, em teor energético, de biocombustíveis substitutos de gasolina,
relativamente às quantidades de gasolina por si colocadas no consumo”. E no artigo 28º nº1,
acrescenta que “os incorporadores estão obrigados, até ao final do ano de 2014, a incorporar um
valor mínimo de 6,75 % em volume de biodiesel no gasóleo utilizado no sector dos transportes
terrestres”.
Adicionalmente, foi publicada a Portaria 301/2011 a 2 de Dezembro que define que “o valor da
compensação prevista (…), é de € 2000 por cada título de biocombustíveis (TdB) em falta”.
Não obstante estas obrigatoriedades regulatórias, existem ainda limitações técnicas de
incorporação de biocombustíveis, muitas delas recomendadas pelos principais produtores de
automóveis e a própria Comissão Europeia, que não devem ser negligenciadas, nomeadamente os
51
10
5%
teor energético demaduros
bioetanol (EN
e os 7%apresentam
em volume delimites
biodieselde
/ FAME
(EN 590)
Osem
Biocombustíveis
(1ª228)
geração)
incorporação
(Figura
48).
técnica
que dificultam a substituição de combustíveis brancos…
1 Transportes
Figura 48. Caracterização dos biocombustíveis até 2020
Caracterização dos biocombustíveis até 2020
Tipo de combustível
1ª geração
(Bioetanol)
Matérias-primas
Características técnicas
Limitações técnicas
 Cereais (milho/trigo)
 Cana de açúcar
 Batata
 Beterraba
 Sorgo
 Conteúdo energético inferior em
20% à gasolina
 Elevada tensão de vapor na
mistura de HC (exige controlo
para redução de emissões)
 EN 228 define máximo de
5% (p/p)
 DL 142/2010 define máx.
de 5% (v/v) na gasolina
Super e10% (v/v) na Plus
 Iso-butilenos (53% v/v)
 Bioetanol (47% v/v)
 Produto com elevado índice de
Octano (resistência a
compressão sem detonação)
 Custo de produção superior ao
da Gasolina tradicional
 EN 228 estabelece
incorporação máxima
até 15% (p/p) no “blend”
de gasolina
 Colza
 Soja
 Girassol
 Palma
 Jatropha
 Rícino
 Quimicamente diferente do diesel
mineral
 Conteúdo energético inferior em
15% ao diesel
 Qualidade muito dependente do
tipo de matéria-prima
 EN 590 / DL 142/2010
estabelece
incorporação máxima
no diesel banalizado
até 7% (v/v) – possível
revisão para 10%
 Quimicamente semelhante ao
diesel mineral
 Produto de elevada qualidade
(e.g. índice cetano elevado,
propriedades de frio elevadas e
densidade mais baixa)
 Sem limites
incorporação pela
norma Europeia e pelas
especificações de
qualquer motor
automóvel europeu
Gasolina
2ª geração
(BioETBE)
1ª geração
(FAME)
Gasóleo
2ª geração
(HVO(1))
3ª geração
(BTL)
 Biomassa
(1) Hidrogenação de óleos vegetais com isomerização
Fonte: Galp Energia; Diário da República; análise A.T. Kearney
56/3272/12 110
Para superar estas limitações, os incorporadores vêm-se obrigados a introduzir no mercado
combustíveis de 2ª geração que, embora menos limitados do ponto de vista técnico, ainda
apresentam custos significativos que são posteriormente incorporados no preço de venda ao
consumidor final, representando um custo significativo para a sociedade num momento
económico já fragilizado.
Tendo isso em consideração, foram analisados possíveis cenários de cumprimento da meta de
transportes, não assumindo apenas as obrigações definidas no Decreto-Lei 117/2010, no sentido
de aferir qual a alternativa de menor custo para a economia nacional.
Para identificar o ponto de partida no cumprimento da meta em 2020 (Figura 49), foi considerada
uma incorporação em 2020 de 7% em volume de biodiesel / FAME no gasóleo e uma incorporação
de 2,5% em teor energético de bioetanol na gasolina (assumindo uma estrutura de consumo
gasóleo/gasolina prevista em 2020 de 5.3 e valores de PCI gasóleo=0,860 tep/m3 e PCI biodiesel
=0,788 tep/m3).
10
Fatty acid methyl esters
52
Para o veículo eléctrico, foi considerado um cenário mais baixo que o inicialmente previsto no
PNAER, de 53 mil unidades em 2020, equivalente a 1,2% do parque rodoviário, e assumindo
vendas totais de 197 mil automóveis em 2020 em Portugal. Este cenário, considerado um cenário
intermédio segundo estimativas do INESC Porto, implica um impacto reduzido no cumprimento da
A meta
manutenção
da política
de Biocombustíveis
e a penetração
esperada
dos Transportes,
de apenas
1,2% nos 10% necessários
(assumindo
55,3% dedo
electricidade
veículo
eléctrico
nãomultiplicativo
permite atingir
objectivo
decálculo
10,0%denos
transportes
renovável
e um factor
de 2,5opara
efeitos de
cumprimento
da meta).
1 Transportes
Figura 49. Contribuição
de FER de
no sector
dossector
transportes
em 2020 (%) em 2020 (%)
Contribuição
FER no
dos transportes
10,0
 Objectivo
3,1
 Em falta
6,9
 Previsto /
expectável
1,2
5,3
Biodiesel
0,4
Bioetanol
Máximo de
Máximo de
incorporação de
incorporação de
7% em volume de
2,5% em energia
Fonte:FAME
LNEG; INESC; Análise A.T. Kearney
Electricidade FER
Total
55,3% de electricidade
renovável
Factor de 2,5 no VE
para efeitos de cálculo
de cumprimento da
meta europeia
Efectivamente, Portugal tem desenvolvido um trabalho notável na promoção do veículo eléctrico
nomeadamente com o programa Mobi.E e a instalação de uma rede-piloto em 25 municípios
56/3272/12 116 que
engloba 50 postos de carregamento rápido e 1300 de carregamento lento. Não obstante, os
recentes planos de austeridade lançados pelo Governo exigiram a suspensão de alguns incentivos
ao investimento em veículos eléctricos, nomeadamente o apoio de 5.000€ para abate no preço de
compra dos primeiros cinco mil veículos, e o incentivo ao abate, que podia chegar a 6.500€ no
caso de a aquisição do novo carro eléctrico ser realizada à custa do abate de um veículo em fim de
vida (Decreto-Lei 39/2010, de 26 de Abril).
Nota: As % de incorporação de FER nos transportes derivam de uma estrutura de consumo gasóleo/gasolina prevista em 2020 de 5.3;
PCI gasóleo=0,860 tep/m 3 PCI biodiesel =0,788 tep/m 3
Fonte: MARKAL/DGEG; Análise A.T. Kearney
A par da redução de incentivos financeiros, o próprio avanço tecnológico nos veículos eléctricos
apresenta ainda limitações que diferem a adopção massiva pelos consumidores finais. Por um lado
o preço a que são vendidos - os carros eléctricos ainda têm um preço elevado quando comparados
com os equivalentes de combustão interna; por outro lado, a autonomia – a autonomia dos carros
eléctricos (associada ao tipo de baterias utilizadas) situa-se normalmente entre os 100km e os
200km, o que de certa forma coloca um limite (ainda que em alguns casos psicológico) sobre o
consumidor.
Para garantir que este cenário se cumpre, e numa perspectiva de incentivar comportamentos e
acelerar a adopção do veículo eléctrico, existe um conjunto de medidas de investimento público
médio-baixo, já implementadas em outros países, nomeadamente nos EUA no estado da
Califórnia, que podem ser analisadas para o caso Português, nomeadamente:
53

Regulamentação na renovação de frotas da Administração Central e municípios, através
da introdução de uma quota obrigatória de veículos eficientes e/ou de combustíveis
alternativos;

Garantia de parqueamento grátis nos centros urbanos para veículos eléctricos através de
uma negociação com entidades gestoras (p.e. EMEL);

Desenvolvimento de campanhas de sensibilização para a condução “verde” em centros
urbanos destinadas a alterar preferências dos consumidores finais e estimular a sua
adopção por aqueles condutores que percorrem pequenas distâncias com o automóvel;

Criação de faixas rodoviárias exclusivas para veículos eléctricos e carros de elevada
ocupação (carsharing) nos grandes centros urbanos;

Redução/isenção do Imposto Sobre Veículos (ISV) e/ou Imposto Único de Circulação (IUC)
para veículos eléctricos (actualmente em vigor).
Da mesma forma, existem outras medidas que podem ajudar ao cumprimento da meta de
Transportes sem alterar significativamente os custos económicos para a sociedade, mais
especificamente a obrigatoriedade de incorporação de 10% em volume de biodiesel / FAME no
gasóleo (já prevista pela Comissão Europeia e aceite pela maioria dos fabricantes de automóveis),
e a obrigatoriedade de incorporação de 5% em teor energético de bioetanol na gasolina, à
Portugal deve reforçar a aposta na incorporação de Bioetanol, à semelhança
semelhança de outros países europeus inclusivamente com níveis de incorporação superiores
de outros países europeus com maior consumo de Biocombustíveis
(Figura 50).
1 Transportes
Figura 50. Peso do Bioetanol no total de gasolina (% Mtep; 2010)
6,7%
5,7%
Recomendação
da UE: 5%
4,9%
4,4%
3,9%
3,6% 3,5% 3,5%
3,3%
3,0% 3,0%
2,9%
2,5%
2,4%
1,4%
1,1%
1,0%
0,4% 0,3% 0,3%
Nota: incorporações definidas em teor energético
Fonte: EurobservER 2011; MARKAL/DGEG; Análise A.T. Kearney
0,2%
0,0%
56/3272/12 119
Fonte: EurobservER; IEA; Análise A.T. Kearney
54
O aumento da quota de penetração dos combustíveis 1G nos transportes deixa
um diferencial de ~0,4% para o objectivo por cumprir
O aumento da quota de penetração dos combustíveis de 1ª geração nos Transportes deixa por
1 Transportes
cumprir um diferencial de cerca de 0,4% para o objectivo (Figura 51).
Acções a desenvolver para cobrir diferencial
para a meta de 10,0% nos Transportes
Figura 51. Acções a desenvolver para cobrir diferencial para a meta dos Transportes
3,1%
2,3%
0,4%
0,4%
Diferencial para meta
Aumento da quota de
Biodiesel 1G (para
10% em volume)
Aumento da quota
de Bioetanol (para
5% em energia)
Diferencial para
meta após extensão
de políticas actuais
Fonte:
56/3272/12 120
Para cumprir este diferencial, foram avaliados três cenários alternativos: a introdução de biodiesel
de 2ª geração (ou geração 1,5), o aumento da penetração do veículo eléctrico, e a renegociação da
meta com a Comissão Europeia de 10,0% para 9,6%.
O biodiesel mais avançado poderia ser uma alternativa eficaz, sendo que apresenta características
muito favoráveis à sua incorporação a partir de 2015:

Em fase de desenvolvimento avançado ou pré-comercialização, sendo esperada
comercialização em velocidade cruzeiro após 2015

Existência de capacidade instalada e programada na Europa, em particular existência de
um projecto com participação de operador Português (HVO em Moçambique pela Galp)

Quimicamente semelhante ao diesel mineral (diesel vegetal) e sem limites de
incorporação pela norma Europeia e qualquer fabricante automóvel Europeu

Produto de elevada qualidade (e.g. índice cetano elevado, propriedades de frio elevadas e
densidade mais baixa)

Blending perfeito com estrutura logística actual Portuguesa

Produtos secundários de alto valor (propano e nafta de origem vegetal)

Competitividade de preço em cenários de 130 USD/bbl e dentro de 20 anos em 100
USD/bbl face aos combustíveis brancos fosseis
Assumindo um PCI de biodiesel 2G de 0,812 tep/m3 seriam necessários cerca de 46 ktep de
biodiesel 2G por ano para o cumprimento da meta, o que representa uma incorporação de cerca
55
de 0,5% em volume no gasóleo a 2020 (adicional aos 10% de FAME). Com um preço do biodiesel
2G estimado para 2020 de 1,85€/litro e do gasóleo 1,53€/litro, e assumindo ISP e IVA a valores de
2011, esta alternativa teria um custo para o consumidor final de cerca de 12M€ por ano.
O aumento da penetração do veículo eléctrico seria outra opção que, além de favorecer o
cumprimento da meta, permitiria reforçar a posição de Portugal na sua aposta pelo
desenvolvimento nesta área.
Assumindo um consumo do veículo eléctrico estimado em 0,12 tep/ano com 55,3% de
electricidade renovável, seria necessário aumentar em cerca de 130 mil unidades o parque de
veículos eléctricos em 2020. Não obstante, estimando um subsídio de 5.000€ por veículo
(semelhante ao que esteve em vigor para os primeiros veículos em Portugal), esta medida teria
um investimento público na ordem dos 0,63Bn€, e a sua exequibilidade estaria altamente
condicionada por alterações comportamentais significativas.
Finalmente, poderia equacionar-se o não cumprimento da meta e renegociação da mesma com a
Comissão Europeia, no sentido de evitar maior investimento público e custos adicionais para o
consumidor
final nesta
fase de
contracção
económica.
inclusivamente
a acção
mais
O diferencial
de ~0,4%
pode
ser cumprido
por Esta
duasseria
alternativas,
todavia,
dados
recomendável
(Figura
52).
os custos envolvidos deve ser equacionado o não cumprimento da meta
1 Transportes
Figura 52. Alternativas estratégicas para o cumprimento do diferencial na meta dos Transportes
Alternativas para o cumprimento do diferencial na meta dos Transportes
Desafio para
cumprimento
do diferencial
Incorporação de
Biodiesel 2G
Aumento da penetração
do veículo eléctrico
Não cumprimento dos
10,0% nos transportes
Incorporar Biodiesel 2G
em ~0,5% em 2020
Aumentar em ~130 mil
veículos eléctricos em
2020
Cumprir ~9,6%
+ Não necessita de
investimento público
Racional e
argumentos
de discussão
da alternativa
+ Facilidade de
implementação (depende
apenas de
regulamentação)
- Elevado custo anual (~12
M€) para o consumidor
+ Reforço da posição de
Portugal na aposta no
desenvolvimento do
veículo eléctrico
+ Evita maior investimento
público e custos adicionais
para o consumidor final
- Elevado custo na
subsidiação (~0,63 B€)
para o Estado
- Em caso de insucesso na
renegociação do valor a
cumprir (assumindo uma
alteração das metas em
Electricidade e A&A),
dever-se-á incorporar
biodiesel 2G
- Exequibilidade dependente
dos consumidores
(alteração comportamental)
e da evolução da
tecnologia
Alternativa recomendada
Fonte: Análise A.T.
Kearney do sobrecusto do biodiesel 2G deve ser acompanhada de
A evolução
forma a analisar-se a sua competitividade face ao gasóleo
Apesar
de uma possível renegociação da meta, a evolução do sobrecusto do biodiesel 2G deverá
Nota: Preço do biodiesel 2G em 2020 de 1,85€/l e do gasóleo 1,53€/l; Necessários 46 ktep de biodiesel 2G por ano para o cumprimento da meta; ISP e IVA a valores de
2011; Consumo do VE estimado em 0,12 tep/ano; 55,3% de electricidade renovável; Assumido um subsídio de 5000€ por veículo
continuar
a ser acompanhada de perto de forma a ser possível aferir, de forma periódica,56/3272/12
sobre121a
Fonte: UE; Análise A.T. Kearney
sua competitividade face ao gasóleo. Não obstante, estima-se que a sua introdução até 2020
poderá representar um custo aproximado de 500-900€/tep, cerca de 3-5x superior ao custo das
medidas de eficiência energética propostas anteriormente, pelo que esta análise custo-benefício
não deverá ser negligenciada.
56
c. Revisão do Plano de Acção no eixo Electricidade
Slide doc
A revisão do eixo da Electricidade deve revisitar o quadro tarifário e identificar alternativas à
A revisão do eixo da Electricidade deve revisitar o quadro tarifário e identificar
necessidade
de redução
de consumo
energia de
primária
(Figura
alternativas
à necessidade
dederedução
consumo
de53).
energia primária
2 Electricidade
Figura 53. Variáveis de revisão
do eixo electricidade
Variáveis
de revisão do eixo Electricidade
i
ii
Revisão do quadro tarifário da
PRE para Fontes de Energia
Renovável
Identificação do mix de
tecnologias necessário para
atingir metas FER
 Benchmarking de regimes
remuneratórios utilizados na
Europa para avaliação da
adequação de diferentes
esquemas de remuneração
 Identificação das tecnologias a
incentivar em função do seu
grau de maturidade tecnológica,
custo e benefício para o sistema
 Definição do regime de
remuneração adequado ao
contexto actual e em função das
metas FER a atingir
 Teste de diferentes cenários
tecnológicos para cobrir
necessidades de redução de
energia primária não cobertas
pelo PNAEE
Assumindo a instalação de potência FER em pipeline e o cumprimento do PNAEE
i. Revisão do
quadro
tarifário da
PRE potência
para Fontes
de Energia
Renovável
não
será necessário
instalar
adicional
nem rever
tarifas até 2014
56/3272/12 122
Existem vários mecanismos de suporte ao desenvolvimento de Energias Renováveis nos diferentes
eixos de actuação - Electricidade, Aquecimento e Arrefecimento e Transportes -, sendo os
mecanismos directos os mais relevantes, sobretudo no equilíbrio entre tarifas (e.g. subsidiação à
produção de electricidade) e incentivos (e.g. subsídios ao investimento, incentivos fiscais e
empréstimos a juros bonificados) (Figura 54).
57
DRAFT
Existem vários mecanismos de suporte ao desenvolvimento de FER, sendo os
directos os mais relevantes, sobretudo no equilíbrio entre tarifas e incentivos
2 Electricidade
depor
suporte
actuais
Figura 54. Mecanismos deMecanismos
suporte actuais
aplicação
FER por aplicação FER
FER -E
Leilões (tenders)
Directos
Tarifa
variável
Feed-in Premiums (FiP)
Obrigações de quota/certificados (TGCs, ROCs ou RPS)
Subsídios ao investimento
Incentivos
Incentivos fiscais (e.g. amortização/depreciação acelerada;
isenções fiscais; créditos fiscais)
Soft loans (i.e. taxas de juro bonificadas)
Fundos de apoio a R&D
Prestação de serviços de rede below-cost (e.g. shallow
connection charging; custos de desvios à produção)
Indirectos
FER -T














Feed-in Tariffs (FiT – Fixa ou CfD)
Tarifa
fixa
FER -A&A
Regras de discriminação positiva (e.g. acesso à rede para FER;
prioridade de entrada em sistema de FER)

CfD: Contracts for Difference
Fonte: Comissão Europeia; ECOFYS; MIT CEEPR; análise A.T. Kearney
56/3175/11 122
CfD: Contracts for Difference
Fonte: Comissão Europeia, ECOFYS, MIT CEEPR, análise A.T. Kearney
DRAFT
Portugal,
à semelhança
da maioria
paísesadoptou
europeus,
Portugal,
à semelhança
da maioria
dos paísesdos
europeus,
tarifasadoptou
Feed-in deFeed-in
apoio às de
FER-E
apoio
às
FER-E
e
quotas
e
incentivos
nos
restantes
sectores
e quotas e incentivos nos restantes sectores (Figura 55).
Mecanismos de apoio às FER na UE-27
Figura 55. Mecanismos de apoio às FER na UE-27
MAL CYP EST POL LUX GRE LIT
Feed-In
X
X
Electricidade
X
Subsídios
X
Incentivos
fiscais
X
X
X
X
Quotas
X
X
X
Incentivos
fiscais
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
Quotas
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
FIN BEL AUS FRA SUE
X
X
X
X
X
(1)
X
(1)
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
Isenções
fiscais
Trans
X
X
X
Isenções
fiscais
X
X
Isenções
fiscais
Subsídios
X
X
Premiums
A&A
X
IRL HOL ITA R.U. DIN ALE CZE POR ESP HUN BUL ROM LET ELQ ELV
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
(1) Mecanismo existente até 2010 (retirados no âmbito dos planos de austeridade lançados)
Fonte:
Comissão Europeia;
ECOFYS;até
análise
A.T. Kearney
(1)
Mecanismo
existente
2010
(retirado no âmbito dos planos de austeridade lançados)
Fonte: Comissão Europeia, ECOFYS
56/3175/11 123
58
No caso específico do suporte à produção de electricidade a partir de energias renováveis, a FeedIn Tariff é desde sempre o sistema mais utilizado na Europa (ver Figura 56), seguido do sistema
de certificados verdes (ou quotas obrigatórias de ER). Estes certificados, atribuídos a operadores
em função da quota de energia renovável na electricidade entregue à rede, e depois negociados
de forma independente entre operadores, apresentam contudo duas limitações não
negligenciáveis:
1. Pressão monopsonista: Os certificados criam incentivos para os produtores convencionais
incorporarem produção a partir de FER no seu portfolio (integração vertical), resultando
num maior poder de mercado para os grandes players - num mercado em que o
incumbente comercializador tem uma quota de mercado relativa muito alta, geram-se
ineficiências no mercado de certificados (i.e. compra preferencial e consequente impacto
ao nível do preço)
2. Desenvolvimento monotecnológico: Num sistema de certificados sem diferenciação
tecnológica, os produtores irão sempre preferir investir nas tecnologias mais eficientes em
custo (pelo menor risco associado), acabando por existir sub-investimento em tecnologias
menos maduras – a inclusão de provisões de banding (diferente número de certificados
equivalentes em função da tecnologia) ou a definição explícita de quotas por tecnologia,
pode contrariar este efeito embora com impacto significativo sobre a concorrência e
liquidez no mercado dos certificados
Resultado destas limitações, e porque tem demonstrado ser menos eficiente na promoção de FER
que as tarifas, o sistema de certificados tem vindo a ser descontinuado em importantes mercados
europeus.
Em 2007, a Ofgem e a DECC (Reino Unido) comunicaram a intenção de descontinuar as
Renewables Obligations (ROCs) estando em consulta pública um novo modelo de FiT CfD
complementado com uma Taxa de Carbono, um sistema de pagamentos por capacidade, e
standards de performance em emissões de CO2 (EPS). De igual forma, a Itália anunciou o fim do
sistema de certificados de Energias Renováveis com um decreto-lei de Março de 2011 anunciando
um mecanismo de Feed-In Tariff complementado por leilões competitivos para atribuição de
potência de escala relevante.
59
DRAFT
No caso específico do suporte a FER-E, FiT é o sistema mais utilizado na
Europa vs. um sistema de certificados aparentemente em queda
2 Electricidade
Figura
56. Principais instrumentos de suporte de FER-E na UE-27
Principais instrumentos de suporte de FER-E na UE-27
Quotas/certificados
Finlândia
Feed-in tariff (FiT)
Feed-in premium (FiP)
Outros instrumentos
Suécia
Estónia
Dinamarca
Letónia
Lituania
Luxemburgo
Irlanda
R.U.
Polónia
Holanda
Bélgica
Alemanha
Rep.
Checa
Eslováquia
França
Áustria
Hungria
Eslovénia
Roménia
Itália
Portugal
Bulgária
Espanha
Chipre
Grécia
Nota: O padrão de cores representa uma combinação de instrumentos
Fonte: Comissão Europeia, ECOFYS
56/3175/11 12
Em Espanha e na Alemanha, casos de estudo no incentivo às Energias Renováveis, foram
adoptados dois sistemas diferentes, embora ambos suportados em tarifas (FiT).
Em Espanha foi adoptado um regime tarifário misto, em que os produtores de energia renovável
podem escolher, por períodos de pelo menos 1 ano, entre dois esquemas: 1) Tarifa regulada (FiT
fixa) por tecnologia, ou 2) Venda de electricidade no mercado de wholesale complementada por
um premium (FiP); os premiums variam de hora a hora, sendo que existe preço mínimo (floor) e
máximo (ceiling). A tarifa Premium, com valor máximo definido acima da tarifa fixa, permite
maiores rentabilidades ao investidor, apesar do risco assumido pela exposição ao mercado de
electricidade.
A tarifa atribuída a um determinado projecto é ajustada ao IPC (deduzido de 0,75pp até 2012 e
0,50pp a partir de 2012), e é garantida durante toda a vida da operação, nos primeiros anos
(tipicamente 25 anos) a uma tarifa base superior, e os restantes a uma tarifa inferior. A excepção é
apenas para as centrais de energia eólica e biomassa, às quais são garantidos apenas 25 anos,
duração média de uma central.
No caso específico do solar fotovoltaico, foi definida uma quota de capacidade anual de 500MW;
as tarifas decrescem a uma taxa aproximada de 10% p.a. dependendo da atribuição de quotas.
60
Na Alemanha, foi implementado um regime tarifário de FiT fixa, decretado pelo EEG (ErneuerbareEnergien-Gesetz) em vigor desde 1 de Abril de 2000, diferenciado por sector tecnológico e
categoria de potência de acordo com o princípio de “recuperação de custos”.
As tarifas têm uma validade tipicamente de 20 anos e não são ajustadas à inflação durante o
período de remuneração garantida, pelo que a tarifa base é, de início, superior a outras
observadas na Europa (o valor real da remuneração decresce ao longo da vida do contrato). No
caso específico das eólicas, existe um período inicial de 5 anos com uma tarifa base e um segundo
período de tarifa inferior; a duração do período base pode ser alargada até 20 anos em função da
utilização do parque, i.e., parques menos eficientes (menos horas de utilização) terão a tarifa base
durante mais tempo.
As tarifas a atribuir a novos projectos em cada ano são redefinidas de forma automática através de
uma taxa de regressão anual específica por tecnologia, definida em função da curva de
aprendizagem.
Ambos os sistemas são revistos periodicamente, o Espanhol anualmente (à excepção da solar
fotovoltaica que o novo regime obriga à revisão cada trimestre) e o Alemão de 4 em 4 anos, de
acordo com condições económicas e de mercado, para assegurar que as metas são cumpridas ao
menor custo possível.
DRAFT
Em Portugal, a tarifa de Feed-in de remuneração às FER-E é fixa (evolui apenas com IPC) e, ao
contrário dos modelos CfD (Contracts for Difference) e FiP (Feed-In Premium), não é sensível à
A tarifado
depreço
Feed-in
de remuneração
evolução
de mercado
(Figura 57). às FER-E em Portugal é fixa (evolui com
IPC) e não sensível à evolução do preço de mercado...
Figura
57. Tipos de Feed-in para remuneração de FER em electricidade (identificação do modelo
2 Electricidade
português)
Tipos de Feed-in para remuneração de FER em electricidade
FiT
Fixa
FiT
CfD
FiP
(premium)
 Sistema de tarifa fixa definida a priori administrativamente, insensível às
variações do preço de mercado de electricidade uma vez fixada
 Modelo de incentivo mais eficaz ao proporcionar aos promotores um
investimento sem risco por um período de tempo predefinido (facilita o
processo de financiamento), embora com tendência para possível sobreremuneração
 Sistema de tarifa semi-variável: definida uma FiT mínima, é paga a diferença
entre esta e o preço da pool sempre que este é inferior; quando o preço da pool
é superior à tarifa mínima, o produtor fica com o excedente (o risco da
variabilidade com o mercado é praticamente nulo)
 Em centrais de bio-energia ou com soluções de armazenagem, incentiva
produtores a tomar decisões operacionais mais eficientes (recebem o
upside de um preço pool > FiT acordada)
 Sistema de tarifa variável, segundo o qual é atribuído um prémio sobre o
preço da pool (pode ser fixo ou variável - percentagem do preço da pool)
 Incentivo de mercado para abastecimento eficiente (entrega de mais energia
em horas de pico) embora não aplicável no caso de tecnologias intermitentes
 Risco de sub-investimento ou sobre-remuneração contornável com CAPs
(máximos) e Floors (mínimos), o que o transforma em FiT CfD
Fonte: Comissão
Europeia;
ECOFYS; MIT
CEEPR; análise
Kearney análise A.T. Kearney
Fonte:
Comissão
Europeia,
ECOFYS,
MITA.T.
CEEPR,
56/3272/12 126
61
Este modelo de remuneração, definido pelo Decreto-Lei nº 168/99, e posteriormente revisto no
Decreto-Lei nº 339-C/2001, com a introdução do coeficiente Z (Figura 58), apresenta hoje algumas
limitações que evitam a absorção de ganhos de eficiência pelo mercado:

A fórmula definida tem pouco suporte do ponto de vista conceptual e analítico (e.g. ajuste
à inflação actua sobre todas as componentes da tarifa; arbitrariedade na fixação do Z)

A validade da remuneração garantida é diferenciada por tecnologia (12-25 anos), mas sem
considerar payback real do investimento ou vida útil da central

A revisão é realizada quando conveniente e não de forma sistemática, incluindo o factor
tecnológico, que assim não assume curva de aprendizagem da tecnologia, e as diferentes
componentes de custo evitado, revistas apenas uma vez em 2005 desde o início do
... e o cálculo da remuneração, além de conceptualmente complexo, não é
modelo
revisto periodicamente para reflectir a evolução das tecnologias e dos custos
2 Electricidade
Figura
58. Componentes de FiT actual (remuneração mensal)
Componentes de FiT actual (remuneração mensal)
KMHOm
 Multiplicador
em função do
período
horário de
entrega de
electricidade à
rede (horas
cheias/ vazias)
 Opcional
(promotor opta
por modulação
horária ou
tarifa
constante)
 Diferencia
hídrica das
restantes
tecnologias
x
[ PFm
 Custo evitado
na construção
de novas
centrais convencionais
(igual para
todas as
tecnologias)
 Parcela
variável com a
energia
produzida
 PF = CPF x
(1,25 x
Pmed/Pnom) x
Pmed em que
CPF =
5,44€/KW
+
PVm
 Custo evitado
na operação
(O&M) de
centrais
convencionais
(igual para
todas as
tecnologias)
 Parcela
variável com a
energia
produzida
 PV = CPV x
Prod. em que
CPV =
36€/MWh
+
PAm
 Custo
ambiental
evitado em
termos de
redução de
emissões de
CO2 (igual
para todas as
tecnologias)
 Parcela
variável com a
energia
produzida
 PA = CPA x
DCref x Prod.
em que CPA =
20€/t e DCref
= 0,37t/MWh
x
Z
]
 Factor que
diferencia o
tarifário por
tecnologia
 Permite
ajustar tarifa
para tornar
cada
tecnologia
financeiramente viável
x
IPCm-1
x
1
IPCref
(1-LEV)
 Factor de
ajuste à
inflação
 Referência é o
IPC do mês
anterior ao
fornecimento
de energia à
rede (Portugal
Continental,
sem
habitação)
 Perdas
evitadas pela
central FER
na rede de
transmissão e
distribuição
 Discrimina
entre centrais
com
capacidade
maior ou
menor que 5
MW
limitações
identificadas:
Fonte:Principais
Análise A.T.
Kearney
 Modelo com reduzido suporte do ponto de vista conceptual e analítico (e.g. ajuste à inflação actua sobre todas as
componentes da tarifa; arbitrariedade na fixação do Z)
Apesar
destas diferenciada
limitações,
esquemas
remuneratórios
praticados
nadoúltima
década
 Validade
por os
tecnologia
(12-25 anos),
mas sem considerar
payback real
investimento
ou vidaestão
útil da central
 Revisão realizada
quando
conveniente
e não de forma
periódica, incluindo
o factor
(que
não assume
relativamente
alinhados
com
as referências
europeias
– Espanha
e tecnológico
Alemanha
(Figura
59).curva de
aprendizagem da tecnologia) e as componentes de custo evitado (revistas uma vez desde o início do modelo)
Fonte: DGEG; ERSE; Diário da República (DL 225/2007); análise A.T. Kearney
56/3272/12 127
62
Ainda assim os esquemas remuneratórios praticados na última década estão
alinhados com as referências europeias – Espanha e Alemanha
2 Electricidade
Figura 59. Síntese do benchmarking de melhores práticas no incentivo a renováveis
Síntese do benchmarking de melhores práticas no incentivo a renováveis
Rentabilidade (TIR) média de um
projecto de eólica onshore (%)
Rentabilidade (TIR) média de um
projecto em solar PV (%)
12
12
10
10
8
8
6
6
4
4
2
2
0
2000
2002
2004
2006
2008
2010
0
2000
2002
2004
2006
2008
2010
Fontes: Portugal (DL 189/88, DL 168/99, DL 339-C/2001, DL 33-A/2005, DL 227/2007, DL 132-A/2010, ERSE), Espanha (RD 2818/1998, RD 841/2002, RD 436/2004, RD
RD 1578/2008;
TMR 2000: RDDL
2066/1999,
TMR 2001:
3490/2000, TMR 2002:
1483/2001, TMR 2003:
1436/2002, TMR 2004:
1802/2003, TMR ERSE),
Fonte:661/2007,
Portugal
(DL 189/88,
168/99,
DLRD339-C/2001,
DLRD33-A/2005,
DLRD227/2007,
DL RD
132-A/2010,
2005: RD 2392/2004, TMR Jan'06: RD 1156/2005, TMR Jul'06: RD 809/2006, OMEL), Alemanha (EEG 2000, 2004 e 2009); “Feed-In Systems in Germany and Spain and
56/3272/12 130
a comparison “, Fraunhofer/Energy Economics Group; DGEG; LNEG; INESC; ECOFYS; E.Value; IDAE; EWEA; EPIA; ESTELA; análise A.T. Kearney
Espanha
(RD 2818/1998, RD 841/2002, RD 436/2004, RD 661/2007, RD 1578/2008; TMR
2000: RD
2066/1999, TMR 2001: RD 3490/2000, TMR 2002: RD 1483/2001, TMR 2003: RD 1436/2002, TMR 2004: RD
1802/2003, TMR 2005: RD 2392/2004, TMR Jan'06: RD 1156/2005, TMR Jul'06: RD 809/2006, OMEL),
Alemanha (EEG 2000, 2004 e 2009); “Feed-In Systems in Germany and Spain and a comparison “,
Fraunhofer/Energy Economics Group; DGEG; LNEG; INESC; ECOFYS; E.Value; IDAE; EWEA; EPIA; ESTELA;
análise A.T. Kearney
Torna-se agora urgente reflectir sobre uma possível redefinição do modelo remuneratório com
base num conjunto de objectivos:
1. Minimizar o sobrecusto para o sector eléctrico nacional associado ao desenvolvimento de
produção de electricidade a partir de energias renováveis
2. Diferir o custo tarifário no tempo atendendo à necessidade actual de liquidez da economia
nacional, através da extensão do FiT à vida útil dos activos
3. Incentivar tecnologias com maior eficiência de custos e/ou que permitam explorar
recursos disponíveis sem comprometer a sustentabilidade do sistema eléctrico
4. Apostar na diversificação tecnológica (incluindo soluções de armazenagem), como forma
de assegurar a segurança de abastecimento do sistema
O modelo tarifário objectivo deve assumir um formato mais simples face ao actualmente em vigor,
não só no sentido de eliminar as limitações do modelo actual, mas também pela liberdade de
fixação de todas as variáveis em qualquer momento (para novos projectos) (Figura 60).
63
O modelo tarifário objectivo deve assumir um formato mais simples e objectivo
face ao actualmente em vigor
2 Electricidade
Opções
Figura 60. Opções de modelo tarifário
futurode modelo tarifário futuro
Opção A: Ajuste ao modelo actual
Descrição
 Manutenção da estrutura actual da
remuneração de incentivo à produção de
electricidade a partir de FER, conforme descrito
no DL 168/99 de 18 de Maio
 Definição de novo modelo tarifário
simplificado tendo por base uma tabela de
valores (€/MWh), à semelhança de países
europeus com FiT (p.e. Espanha, Alemanha)
 Modificação do factor Z como forma de
ajustar a tarifa à maturidade tecnológica e
custo real de produção de cada tecnologia
 Alteração periódica dos valores de tarifa de
novos projectos bem como as condições de
aplicação (i.e. prazo de atribuição, ajuste
automático à curva de aprendizagem)
 Actualização das parcelas de custos evitados
+ Solução que apresenta menor ruptura com o
modelo actualmente em vigor, e que poderá
enfrentar menor resistência por parte do
mercado e do sector
Vantagens e
desvantagens
Opção B: Novo modelo
- Manutenção de um modelo que apresenta
limitações conceptuais (e.g. componentes
iguais para todas as tecnologias apenas
diferenciadas por um coeficiente tecnológico Z
definido de forma arbitrária; ajuste à inflação
desadequado, tendo em conta as componentes
de custo assumidas; factor tecnológico estático,
não assume aprendizagem no longo prazo)
+ Elimina limitações do modelo actual,
tornando o cálculo e a análise custo-benefício
mais simples e objectiva
+ Liberdade de fixação de todas as variáveis
para novos projectos em qualquer momento,
inclusivamente a introdução de novas
tecnologias
- Possível resistência do mercado e do sector
ao alterar de forma radical o marco regulatório
e as condições de incentivo às energias
renováveis (embora não se preveja grande
oposição)
Opção recomendada
56/3272/12 133
Dada a eficácia já comprovada em toda a Europa e a facilidade de operacionalização, o esquema
de FiT fixa continua a ser o mais adequado para a realidade portuguesa da próxima década (Figura
61). Não obstante, as tecnologias menos maduras, hoje com projectos de demonstração (e.g.
eólica offshore, sistema floating, a geotermia de baixa entalpia e a energia das ondas e marés)
deverão ser subsidiadas como R&D/ projectos-piloto e não incluídas no sistema de FiT fixa.
Dada a eficácia já comprovada e a facilidade de operacionalização, propomos a
manutenção
dee um
esquema
FiT fixa
Figura
61. Vantagens
desvantagens
de de
sistemas
de suporte directos alternativos
2 Electricidade
Tarifa Fixa
Desvantagens
Vantagens
FiT Fixa
FiT CfD
Tarifa Variável
Leilão
FiP
Certificados
 Certeza nos cash-  Certeza nos cash-  Certeza nos cash-  Proporciona maior  Incentiva
flows futuros (reduz
flows futuros (reduz
flows futuros
liquidez ao
tecnologias
risco e facilita
risco e facilita
(investidor define
mercado
renováveis mais
financiamento)
financiamento)
tarifa que pretende  Incentivo de
eficientes em
receber
durante
o
custos (embora
 Baixo peso
 Incentiva
mercado para
projecto)
exista o risco do
administrativo ou
produtores (se não
abastecimento
desenvolvimento
regulatório sobre o
intermitentes) a
 Modelo mais
eficiente (entrega
mono-tecnologia)
sistema reduzindo
tomar decisões
eficiente para o
de mais energia em
barreiras à entrada
operacionais mais
sistema, ao permitir
horas de pico)  Tarifa de
no mercado
eficientes (recebem
alcançar objectivos
apenas no caso de
certificados
o upside de um
de FER ao menor
tecnologias não
definida pelo
 Eficácia
preço
pool
>
FiT
custo
intermitentes
mercado (e não
comprovada em
acordada)
pelo sistema)
toda a Europa
 Dificuldade em
 Dificuldade em
 Complexidade no
determinar a
determinar a
desenho e
remuneração mais
remuneração mais
execução dos
adequada
adequada
leilões
 Ausência de
 Complexidade na
incentivo de
operacionalização
mercado para
e controlo central
abastecimento
(monitorização de
eficiente (entrega
tarifas médias de
de energia em
mercado vs.
horas de pico) –
electricidade
apenas no caso de
entregue à rede)
tecnologias não
intermitentes
 Possível
“cartelização” dos
produtores
 Dificuldade em
controlar a
qualidade dos
projectos
 Risco de não
execução por falta
de financiamento
Incentivos
 Reduz o custo
inicial para o
produtor (e.g.
custos de
financiamento;
subsídios ao
investimento)
 Permite capturar
benefícios da
União Europeia
(por exemplo, no
âmbito do QREN)
 Exposição ao risco  Pressão
 Modelo de elevado
de curto prazo do
monopsonista
custo para o
preço da pool
sobre preço dos
sistema se incluído
(investidor requer
certificados através
no Orçamento de
TIR mais elevada e
de compra
Estado
maior dificuldade
preferencial
 Difícil de alinhar
de financiamento)  Aumenta risco para
com metas de FER,
 Possível subinvestidor (duplo
uma vez que é
investimento num
efeito de mercado:
menos eficaz que a
cenário de preço
pool + certificados)
tarifa
da pool baixo ou
e dificulta
sobre-remuneração
financiamento
num cenário de
 Mecanismo
preço alto
complexo, de difícil
implementação
Opção recomendada
56/3272/12 134
64
Tendo por base os objectivos do novo modelo, foram equacionados um conjunto de variáveis no
desenho do regime futuro: as variáveis específicas, que dependem das características de cada
tecnologia (e.g potência, utilização, horário e custos de geração), e as varáveis comuns a todas as
tecnologias (e.g. validade, ajuste à inflação e rentabilidade objectivo).
1. Potência
Para tecnologias em que a dimensão da instalação assume particular relevância, uma vez que
existem economias de escala comprovadas, é justificável uma diferenciação da tarifa em função da
potência instalada. Nesse sentido, entende-se haver necessidade de incluir tarifas diferenciadas
por potência na energia solar fotovoltaica (<5kW, >5kW) e na solar termoeléctrica (<25MW,
>25MW).
2. Utilização (horas equivalentes11)
Em tecnologias em que existe grande variabilidade de produção entre diferentes parques ou
centrais, seja pela localização ou pelo equipamento utilizado, a definição de uma tarifa única
média pode ter o efeito adverso de sobre-remunerar parques de elevada produção. Esta variável é
particularmente relevante nas tecnologias intermitentes (e.g. eólica e solar). É possível controlar
este efeito com a introdução de tarifas escalonadas para controlar a remuneração em função do
output, ou, em alternativa, com a introdução de um cap de horas equivalentes com remuneração
As diferenças existentes nas horas de utilização entre parques
garantida
sobreuma
um sistema
de tarifa
fixa constante
62 e Figura 63).
Apoio
justificam
tarifa fixa
controlada
pela(Figura
utilização
Electricidade
Figura 62.
Opções tarifárias associadas
à Utilização
Opções
associadas à Utilização (1/2)
2
Impacto do escalonamento na tarifa
Tarifa fixa (retorno às X h)
Tarifa Escalonada (retorno às X h)
Receita
total
Upside
Opção A: tarifa fixa constante
 Maior incentivo à eficiência energética do parque
pelo potencial upside resultante de uma tarifa fixa
por MWh produzido independente da produção
 Uma vez que a tarifa é definida para uma TIR de
um parque médio, parques com utilização muito
superior à média poderão ter uma remuneração
demasiado elevada
Opção B: Tarifa escalonada
Receita necessária para garantir
retorno às X horas
Downside
 Reduz risco do investidor ao reduzir a volatilidade
associada aos cash-flows (e reduz o potencial de
prejuízo no caso de utilizações inferiores)
 Possível escalonamento em função do grau de
incentivo a dar à eficiência energética, embora em
menor grau que uma tarifa fixa constante
 Regime complexo de operacionalizar
x Horas de funcionamento
A solução passa pela introdução de uma tarifa fixa com um limite de horas
totais de funcionamento, como um cap à receita total em FiT
Opção recomendada
56/3272/12 137
11
Trata-se do número anual de horas de produção de energia eléctrica à potência nominal do centro
electroprodutor
65
Do ponto de vista do produtor, é preferível um cap de utilização por
horas acumuladas e não por horas de utilização anuais
Apoio
2 Electricidade
Figura 63. Opções associadas ao limite
de horas
de remuneração
garantida
Opções
associadas
à Utilização
(2/2)
Impacto do limite em utilização
Tarifa
(€/MWh)
Limite de horas/
anos da tarifa
Tarifa
fixa
limite
anual
(…)
(…)
Tarifa
fixa
limite
acum.
Opção A: Limite horas anual
 Quando a utilização de um determinado parque é
superior à média esperada (limite anual), a
remuneração é feita a mercado, colocando um cap
sobre o custo para o sistema em cada ano
 O promotor tem de suportar o risco médio
associado à volatilidade da produção, com
potenciais perdas todos os anos (sobretudo no
anos iniciais de recuperação do investimento)
Opção B: Limite horas acumulado
 Quando a utilização de um determinado parque é
superior à média, a remuneração mantém-se desde
que não exceda o limite de horas acumulado
definido em função de um valor médio anual
 O promotor suporta o risco médio associado à
volatilidade da produção, mas o potencial downside
que existe está afastado no tempo (permite a
recuperação do investimento de forma mais rápida)
Preço
Pool
Ano 1
Ano 2
Ano n
Horas de
funcionamento
Opção recomendada
56/3272/12 138
3. Horário
O consumo final de electricidade sofre de grande variabilidade ao longo de um determinado dia e
entre diferentes alturas do ano, existindo horas de ponta em que se exige mais do sistema
electroprodutor. Nesse sentido, deve existir um incentivo à entrega de energia eléctrica à rede nas
horas de maior procura.
Em regime de mercado este incentivo é natural uma vez que a pool encarece nas horas de maior
procura. Contudo, para tecnologias que beneficiem de uma tarifa feed-in e tenham controlo no
despacho (mini-hídrica de albufeira, CSP ou térmicas), este incentivo é inexistente. Por esta razão,
a legislação existente já prevê factores multiplicadores da tarifa em função do horário de entrega
de electricidade à rede, que assumem o valor de 1,15 nas horas de ponta/cheias e 0,80 nas horas
de vazio para mini-hídricas e 1,25 nas horas de ponta/cheias e 0,65 nas horas de vazio as restantes
tecnologias (opcional, e apenas com sentido no caso das térmicas com controlo de despacho, i.e.
resíduos, biomassa e biogás). O racional no cálculo dos multiplicadores é sobre-remunerar nas
horas de maior procura e sub-remunerar nas horas de vazio, tal que, em média, a tarifa suba na
ordem dos 3%.
A utilização dos valores referidos levanta problemas em ambos os casos, a referir:

Mini-hídrica (albufeira)
O número de horas equivalente desta tecnologia em Portugal, em condições de
hidraulicidade média, ronda as 2600h, o que equivale a cerca de 7h diárias de produção à
potência nominal. Como esta tecnologia tem a capacidade de controlar o seu despacho,
66
pode entregar electricidade à rede apenas no período de 14 horas (ponta/cheias) com
uma sobre-remuneração de 15% sem nunca ter que entregar no período em vazio e ser
sub-remunerada por isso;por esta razão, em vez de existir uma subida na ordem dos 3%,
esta pode atingir os 15%.
Recomendamos assim um factor multiplicativo de apenas 1,05 em horas de ponta/cheias
e 0,5 em horas de vazio, impondo desta forma um tecto na subida da tarifa de 5%
garantindo o incentivo à entrega à rede em horas de maior procura.

Térmicas
Em relação aos centros electroprodutores térmicos, os factores multiplicativos actuais têm
por base uma subida da tarifa na ordem dos 3% de forma a incentivar a entrega de energia
nas horas de ponta/cheias. Contudo, o factor nas horas de vazio (0,65) não garante que a
remuneração atribuída cubra os encargos variáveis dos centros electroprodutores, pelo
que existe o risco de, em alguns casos, não compensar produzir energia nestes períodos.
Por esta razão, recomenda-se a subida do factor multiplicativo em vazio para 0,9 e a
redução do factor no período de pontas/cheias para 1,1, mantendo o incentivo médio de
3% na tarifa para a entrega de energia em períodos de maior procura.
Além destes dois tipos de tecnologia, convém ainda introduzir o CSP devido à sua capacidade de
armazenamento de energia. Uma vez que é uma tecnologia que em termos de horas equivalentes
se assemelha à mini-hídrica, recomendamos que os factores a atribuir sejam semelhantes a esta
tecnologia e que já foram referidos.
Este tipo de incentivo apenas é válido num regime de tarifas feed-in fixa, sendo que a adopção de,
por exemplo, um regime feed-in premium eliminaria a necessidade da sua criação (mas exigiria a
definição de um valor adequado para o prémio a atribuir).
4. Custos de geração
A tarifa a atribuir pela entrega de electricidade à rede deve ser definida em função dos custos
nivelados de geração de electricidade (LCoE) de cada tecnologia e a sua evolução ao longo do
tempo, de forma a ajustar a remuneração continuamente aos custos do produtor e manter níveis
de rentabilidade constantes. Nesse sentido, é importante distinguir entre as diferentes
tecnologias, diferenças ao nível de custos de O&M, nomeadamente as matérias-primas, e o
declive esperado nas curvas de aprendizagem tecnológica. Entende-se ser necessário por isso
definir tarifas diferenciadas para as centrais térmicas de energia renovável, nomeadamente
Resíduos (Resíduos Sólidos Urbanos e Combustíveis Derivados de Resíduos), Biomassa (Florestal e
Animal) e Biogás (Gás de Aterro e outros), e introduzir taxas regressivas para novos projectos (i.e.
a tarifa base diminui uma percentagem ano a ano em função da curva de aprendizagem estimada).
5. Validade
A atribuição de remuneração deve ter sempre associada uma validade temporal que garanta a
remuneração adequada ao investidor e um limite absoluto de produção que permita a cessação
antecipada do contrato caso determinada central seja mais eficiente do que a central média
considerada para o cálculo da tarifa. A combinação da validade temporal com o limite à produção
67
serve o duplo objectivo de minimizar sobre-remunerações e garantir estabilidade remuneratória
ao investidor, facilitando o financiamento de projectos de maior risco. Quanto maior for o período
de validade menor será o risco para o investidor e maior será a remuneração das centrais em fim
de vida face a um regime de mercado, permitindo estipular tarifas mais baixas ao longo do
período de vida da central. Recomenda-se por isso que as tarifas estejam associadas à vida útil dos
equipamentos até um máximo de 25 anos (semelhante ao sistema Espanhol), pelo que
consideramos adequada uma validade de 25 anos para todas as tecnologias excepto eólica
offshore (20 anos) e biogás (15 anos).
6. Ajuste à inflação
O ajuste da tarifa à inflação é um dos temas críticos na definição da remuneração garantida, uma
vez que se a tarifa não for revista com a periodicidade necessária excepto pelo índice de preços,
existe o risco de a mesma ser, num determinando ponto no tempo, muito superior ao custo
efectivo de geração. Uma correcção da tarifa pela inflação, nomeadamente pelo Índice de Preços
do Consumidor (IPC), implica um esforço constante para o sistema ao longo da validade acordada,
enquanto uma tarifa constante (como por exemplo no caso alemão) exige um maior esforço sobre
o sistema na fase inicial.
Dado o contexto económico actual, e para evitar dificuldades acrescidas no financiamento de
novos projectos, é necessário evitar no curto prazo um sistema em que o investidor tem
rendimentos reais decrescentes pelo que se recomenda manter o ajuste ao IPC (Portugal
Continental, sem habitação), desde que corrigido sempre pela taxa regressiva associada à curva de
aprendizagem tecnológica.
7. Rentabilidade objectivo
Além dos custos de geração de electricidade, a tarifa a atribuir pela entrega de electricidade à rede
deve ser definida também em função da rentabilidade esperada de um parque médio e do mix
tecnológico objectivo no cumprimento das metas de incorporação de FER. Isto significa que a
tarifa deverá ser semelhante à Taxa Interna de Rentabilidade (TIR) de um projecto médio num
cenário de estabilização, e superior à TIR média sempre que seja uma tecnologia que se pretenda
incentivar em detrimento das restantes.
Um dos principais critérios para a promoção de qualquer tecnologia será a minimização do custo
sobre o preço de mercado em cada momento no tempo, tendo sido estimadas (para efeitos
ilustrativos) as tarifas a 2020 em termos reais para cada uma das tecnologias e contrastadas com o
custo marginal de uma central CCGT (estimado pela REN para o mesmo ano). A escolha de uma
central CCGT como referencial em prol de um hipotético preço da pool em 2020 tem a vantagem
de excluir a presença de tecnologias FER que possam reduzir o preço da pool. Esta comparação
não deixa de ser ilustrativa e tem como pressuposto um mercado cuja energia eléctrica é
produzida essencialmente por centrais CCGT, o que naturalmente aconteceria em 2020 (ver Figura
8) caso não existissem tecnologias FER.
Na Figura 64 pode ser observada esta comparação, sendo que todas as tecnologias cuja tarifa se
encontrem na banda ilustrada são competitivas com a central CCGT.
68
O esforço de suporte tarifário deve ser realizado em tecnologias que
minimizem o custo sobre o preço de mercado
2 Electricidade
Figura 64. Tarifa estimada 2020 vs. Custo marginal central CCGT (€2012/MWh)
224
180
177
139
+50%
92
75
50
Pool 2011 Custo
Marginal
CCGT
2020
54
RSU
65
Minihídrica
99
101
71
Eólica Biomassa Biogás
Eólica Solar PV Solar PV
onshore
off-shore (central) (micro)
(Monopile)
CSP
Eólica
offshore
(Floating)
Nota: tarifa base em 2020 assumindo rentabilidade mínima com validade de tarifa de 25 anos, excepto para tecnologias com vida útil de 20 anos
Pressupostos
: RSU
– Valorem
de investimento
inicial, que oscilarentabilidade
entre os 3,7 e os 4,7 M€/MW,
subsidiado
um terço, 6.000
de funcionamento
equivalentes
à
Nota:
tarifa
base
2020 assumindo
mínima
comemvalidade
dehoras
tarifa
de 25 anos,
excepto
para
potência nominal, custos de manutenção de cerca de 530 k€/MW.ano, recebimento de taxa de tratamento dos resíduos de cerca de 80 €/MWh, vida útil de 25 anos;
Eólica onshore – Valor de investimento inicial oscila entre os 1,33 e os 1,43 M€/MW, 2.150 horas de funcionamento equivalentes à potência nominal, custos de
tecnologias
com
vida
útil
de
20
e
15
anos;
Pressupostos:
RSU
–
Valor
de
investimento
inicial,
que
oscila
entre
manutenção de cerca de 30 k€/MW.ano, vida útil de 25 anos; Mini-hídrica – Valor de investimento inicial oscila entre 1,5 e 1,6 M€/MW, 2.600 horas de funcionamento
à potência nominal, custos de manutenção de cerca de 40 k€/MW.ano, vida útil de 30 anos; Biogás – Valor de investimento inicial entre 3,5 e 3,7 M€/MW,
osequivalentes
3,7horas
e de
os
4,7 M€/MW,
subsidiado
emcustos
umdeterço,
6.000
horas
de funcionamento
equivalentes
à (para
potência
8.000
funcionamento
equivalentes
à potência nominal,
manutenção
de cerca
de 320 k€/MW.ano,
cálculo assume custo
nulo da matéria-prima
explorações agro-pecuárias acresceria um custo variável de ~55€/MWh), vida útil de 15 anos; Eólica offshore monopile – Valor de investimento inicial entre 2 e 3
nominal,
custos
de
manutenção
de
cerca
de
530
k€/MW.ano,
recebimento
de
taxa
de
tratamento
M€/MW (entre 5,8 e 7,5 M€/MW para os sistemas floating), 3.300 horas de funcionamento equivalentes à potência nominal, custos de manutenção fixos de cerca de 115 dos
k€/MW.ano, vida útil de 20 anos; Biomassa - Valor de investimento inicial entre 2,3 e 2,7 M€/MW, 6.000 horas de funcionamento equivalentes à potência nominal, custos
resíduos
defixos
cerca
dede 80
€/MWh,
vida
útildede
25 anos;
onshore
Valor
de investimento
de manutenção
de cerca
60 k€/MW.ano
e custos
variáveis
6 €/MWh,
PCI de 13Eólica
kJ/kg, eficiência
de 30%,–custo
dos resíduos
florestais de cerca deinicial
30 €/ton, oscila
vida útil de 30 anos; Solar PV – Valor do investimento inicial entre 1,2 e 2,0 M€/MW (cerca de 40% superior para os sistemas de microgeração residenciais), substituição
do inversor
10 anos
equivalente
a 30% do valor
de investimento
1.500 horas equivalentesequivalentes
à potência nominal, custos
de manutenção
de cerca de custos
1% do
entre
os após
1,33
e osno 1,43
M€/MW,
2.150
horas inicial,
de funcionamento
à potência
nominal,
de
valor de investimento inicial, degradação da produção eléctrica em 1pp ao ano face ao valor inicial, vida útil de 25 anos; CSP – Valor de investimento inicial entre 4,2 e 7,0
M€/MW
(sistemas
com
storage),
3.300
horas
equivalentes
à
potência
nominal,
custos
de
manutenção
de
cerca
de
2%
do
valor
de
investimento
inicial,
vida
útil
de
30 anos
manutenção
de
cerca
de
30
k€/MW.ano,
vida
útil
de
25
anos;
Mini-hídrica
–
Valor
de
investimento
inicial
Fonte: REN; Análise A.T. Kearney
56/3272/12 145
oscila entre 1,5 e 1,6 M€/MW, 2.600 horas de funcionamento equivalentes à potência nominal, custos de
manutenção de cerca de 40 k€/MW.ano, vida útil de 30 anos; Biogás – Valor de investimento inicial entre 3,5
e 3,7 M€/MW, 8.000 horas de funcionamento equivalentes à potência nominal, custos de manutenção de
cerca de 320 k€/MW.ano, cálculo assume custo nulo da matéria-prima (para explorações agro-pecuárias
acresceria um custo variável de ~55€/MWh), vida útil de 15 anos; Eólica offshore monopile – Valor de
investimento inicial entre 2 e 3 M€/MW (entre 5,8 e 7,5 M€/MW para os sistemas floating), 3.300 horas de
funcionamento equivalentes à potência nominal, custos de manutenção fixos de cerca de 115 k€/MW.ano,
vida útil de 20 anos; Biomassa - Valor de investimento inicial entre 2,3 e 2,7 M€/MW, 6.000 horas de
funcionamento equivalentes à potência nominal, custos de manutenção fixos de cerca de 60 k€/MW.ano e
custos variáveis de 6 €/MWh, PCI de 13 kJ/kg, eficiência de 30%, custo dos resíduos florestais de cerca de 30
€/ton, vida útil de 30 anos; Solar PV – Valor do investimento inicial entre 1,2 e 2,0 M€/MW (cerca de 40%
superior para os sistemas de microgeração residenciais), substituição do inversor após 10 anos no
equivalente a 30% do valor de investimento inicial, 1.500 horas equivalentes à potência nominal, custos de
manutenção de cerca de 1% do valor de investimento inicial, degradação da produção eléctrica em 1pp ao
ano face ao valor inicial, vida útil de 25 anos; CSP – Valor de investimento inicial entre 4,2 e 7,0 M€/MW
(sistemas com armazenamento), 3.300 horas equivalentes à potência nominal, custos de manutenção de
cerca de 2% do valor de investimento inicial, vida útil de 30 anos
Fonte: REN; Análise A.T. Kearney
Um novo modelo tarifário, a ser definido, apenas deverá ser aplicado a potência por atribuir,
sendo totalmente desaconselhável a sua aplicação retroactiva; esta não só violaria o princípio de
segurança jurídica como teria um impacto negativo sobre investimentos futuros em energia
renováveis, pelo risco que acrescentaria na análise financeira de novos projectos (Figura 65). Esta
posição já foi inclusivamente reforçada pela Comissão Europeia após a vontade de Espanha em
querer cortar retroactivamente as tarifas contratualizadas em diversas tecnologias de produção de
energia eléctrica.
69
O novo modelo tarifário apenas deverá ser aplicado a potência por atribuir,
sendo de avaliar a sua aplicabilidade em projectos sem contrato
2 Electricidade
Figura
65. Âmbito de aplicação das novas tarifas
Âmbito de aplicação das novas tarifas
Status (2011)
Ligados
Em construção
Caracterização (potência em GW)
 Projectos actualmente ligados à
rede e a produzir e entregar
electricidade
5,5 GW
Aplicabilidade do novo modelo
 Possibilidade de estender prazo
de término da tarifa com
redução de tarifa (opcional)
 Projectos licenciados e com
ponto de recepção atribuído
0,7 GW
Em
licenciamento
 Projectos com ponto de recepção
atribuído mas pendentes (p.e.
avaliação ambiental)
Com potência
atribuída
 Projectos com capacidade de
potência e tarifa atribuídos (com
ou sem PIP/concursos)
0,6 GW
 Projectos com Pedido de
Informação Prévia (PIP) sem
ponto de recepção atribuído
0,2 GW
Sem PR
atribuído
Potência
por atribuir
 Capacidade ainda não solicitada
/ não atribuída
--
 Aplicação de novas tarifas
Desaconselha-se
Fonte: DGEG; Análise
A.T. Kearney a aplicação retroactiva pela violação do princípio de
segurança jurídica e impacto negativo sobre investimentos futuros
56/3272/12 150
ii. Identificação do mix de tecnologias necessário para atingir metas FER
O nível de incentivo a atribuir às distintas tecnologias FER no sistema de remuneração deve regerse por critérios económicos e de disponibilidade, alinhando factores estratégicos de cumprimento
dos compromissos assumidos com características intrínsecas de cada tecnologia.
Nesse sentido, foram analisadas as principais tecnologias de energia renovável para produção de
electricidade (em função da sua maturidade tecnológica), tendo sido realizado um estudo
detalhado do custo nivelado de geração de energia de cada tecnologia (Levelized Cost of Energy ou
LCoE) e a sua evolução esperada até 2020, utilizando a seguinte metodologia:

Determinação do custo actual de geração e detalhe dos principais determinantes de custo
(i.e. custos de investimento, custos de operação e manutenção (O&M), níveis de
eficiência, horas de funcionamento, custo de matérias-primas (caso se aplique) e outros
custos, p.e., rendas a municípios);

Evolução esperada dos custos de cada variável a nível individual, identificando as
alavancas específicas que as influenciam de futuro;

Definição de cenários de evolução em função de avanços tecnológicos esperados, preço
das matérias-primas, custo ou qualidade do recurso natural, entre outros;

Identificação de possíveis disrupções tecnológicas e potencial impacto no custo de
geração de electricidade.
70
Para construção e validação destas curvas de LCoE, foram entrevistados diversos especialistas e
fabricantes do sector de energias renováveis e utilizados estudos anteriores sobre as tecnologias
em Portugal e Espanha (Figura 66).
Uma
novas
características
regime deve ser o alinhamento das tarifas
Figura
66.das
Resumo
dos LCoE
analisados pordo
tecnologia
com o custo de geração de electricidade e a sua evolução no tempo
LCoE
(2010; €/MWh)
LCoE
(2020; €/MWh)
CapEx
OpEx
(k€/MW)
NEP
Vida útil
(h)
(anos)
Mini-hídrica(1)
61
-4%
58
1.600
40 k€/MW.ano
2.600
40
Eólica
On-shore
64
-8%
59
1.400
30 k€/MW.ano
2.300
25
Eólica
Off-shore mono-pile
119
-21%
94
3.000
115 k€/MW.ano
3.300
20
Eólica
Off-shore floating
246
-19%
199
7.500
115 k€/MW.ano
3.300
20
Fotovoltaica
Central
220
-43%
124
2.700
25 k€/MW.ano
1.500
25
Fotovoltaica
Microgeração(2)
308
-47%
163
3.800
40 k€/MW.ano
1.500
25
Solar Termoeléctrica (CSP)
Cilindro com storage
218
-30%
153
7.000
150 k€/MW.ano
3.300
30
Solar Termoeléctrica (CSP)
Torre com storage
226
-30%
159
13.000
220 k€/MW.ano
5.600
30
Térmica
Resíduos Sólidos Urbanos (RSU)(3)
58
-17%
48
4.700
550 k€/MW.ano
-77 €/MWh
6.000
25
Térmica
Biomassa - BFP
90
-6%
85
2.700
60 k€/MW.ano
50 €/MWh
6.000
30
Térmica
Biogás(4)
92
-2%
90
3.700
320 k€/MW.ano
8.000
15
(1) Capacidade inferior a 10 MW; (2) Instalação residencial; (3) Unidades de incineração, considerando um terço do investimento subsidiado
(4) Considerando custo nulo da matéria-prima (para explorações agropecuárias, acresce ~55€/MWh)
Fonte: DGEG; LNEG; INESC; ECOFYS; E.Value; IDA;E EWEA; EPIA; ESTELA; Análise A.T. Kearney
56/3272/12
(1) Capacidade inferior a 10 MW; (2) Instalação residencial; (3) Unidades de incineração, considerando
um234
terço do investimento subsidiado; (4) Considerando custo nulo da matéria-prima (para explorações
agropecuárias, acresce ~55€/MWh)
Fonte: DGEG; LNEG; INESC; ECOFYS; E.Value; IDA;E EWEA; EPIA; ESTELA; Análise A.T. Kearney
Mini-Hídrica (< 10MW)
Entende-se por Mini-Hídricas as centrais de aproveitamento hidroeléctrico com potências
instaladas inferiores a 10 MW, que visam a produção de energia eléctrica a partir da energia
potencial da água dos rios que, em regime natural, se dissipa ao longo do leito.
Existem hoje quatro tipos de centrais mini-hídricas: as centrais de fio de água: constroem-se em
derivações de rios através de um canal que acaba numa câmara de carga e que, com canalização
forçada, conduz a água até à turbina; a água turbinada é então devolvida ao caudal do rio. Este
tipo de centrais tem em geral potências baixas, normalmente inferiores a 5 MW, e praticamente
nenhuma capacidade de armazenamento; as centrais de albufeira: constroem-se pequenas
albufeiras juntos dos rios para reter água, que depois é conduzida às turbinas e devolvida ao rio.
Estas centrais, normalmente com níveis de potência superiores (5-10MW) e com alguma
capacidade de armazenamento, podem regular os fluxos de água e manter a potência total útil em
níveis suficientes para responder às horas de ponta dos diagramas de carga; as centrais de canais
de rega e reversíveis de baixa escala são ainda pouco expressivas. Para este estudo foram
consideradas as duas primeiras (e mais comuns).
71
A par da energia eólica onshore, a mini-hídrica pode ser considerada um das tecnologias mais
maduras do mix eléctrico renovável nacional. Os custos de investimento e de operação vêm
estabilizando ao longo dos últimos anos, não se prevendo qualquer fenómeno disruptivo no
espaço da próxima década, até por ser reduzido o potencial de localizações adicionais. Em termos
de matérias-primas, o custo do aço e do cimento podem influenciar o investimento inicial em
centrais mini-hídricas mas apenas de forma limitada, dada a reduzida contribuição para a
estrutura de custos. A redução do custo de produção de energia eléctrica por evolução da curva
de aprendizagem e por aumento do número de projectos de reabilitação de instalações antigas
deverá ser parcialmente contrariada pela dificuldade de acesso em novas localizações, menor
escala em termos de potência instalada, e restrições ambientais mais severas subjacentes às
escassas localizações ainda disponíveis. Tal deverá traduzir-se numa queda do LCoE inferior a 5%
reais até 2020 (Figura 67).
Mini-hídrica (<10 MW)
Principais
indicadores
(Validação:
LNEG)
Figura
67. LCoE
de mini-hídrica
(<10MW)
Caracterização económica e tecnológica
LCoE 2010 (€/MWh)
Projecção LCoE 2020 (€/MWh)
120
61
OpEx
15
 CapEx = 1.600 k€/MW
 OpEx = 40 k€/MW.ano
100
TCMA
 NEP = 2.600 h
CapEx
46
-0.5%
 Vida útil = 40 anos
 Taxa de desconto = 6,9%
80
79
61
60
76
75
59
58
38
38
 LCoE reduz-se em cerca de 4% até 2020
 Trata-se de uma tecnologia madura, com reduzido
potencial de alterações tecnológicas a médio prazo
 A instalação destas soluções encontra-se estagnada na
Europa e verificou-se um crescimento quase nulo na
energia mini-hídrica produzida ao longo da última década
40
39
Cenário Alto
20


0
2010
2012
Cenário Alto
Fonte: DGEG; LNEG; ECOFYS; E.Value; IDAE; Análise A.T. Kearney
Energia eólica
Cenário Baixo
CapEx = 1.900 €/MW
NEP = 2.300 h
2014


CapEx = 1.000 €/MW
NEP = 2.900 h
2016
Cenário base
2018
2020
Cenário Baixo
56/3272/12 235
A tecnologia mais madura de geração eólica é onshore e está baseada na utilização de
aerogeradores de três pás de eixo horizontal e rotor orientado a barlavento. As tecnologias de
eixo horizontal acabaram por se impor face às de eixo vertical dada a sua maior eficiência.
A intensidade e qualidade do recurso eólico onshore depende grandemente das características
geográficas da sua localização, i.e., a intensidade e turbulência são diferentes em vales ou zonas
elevadas, em zonas costeiras ou do interior, em áreas rurais/urbanas ou em campo aberto. Com a
tecnologia existente, os parques eólicos em Portugal apresentam habitualmente um factor de
capacidade médio de cerca de 2.300 horas anuais equivalentes, sendo que as localizações acima
de 2.400 horas são já pouco comuns.
72
Com mais de 4 GW no final de 2011, a energia eólica onshore constitui hoje em dia uma das
tecnologias de maior capacidade instalada em Portugal, a par da grande hídrica, quando era
praticamente inexistente uma década antes. Este movimento foi generalizado a nível Europeu,
permitindo o desenvolvimento e a escalabilidade da indústria, que se considera estar hoje num
estágio de maturidade tecnológica. Nesse sentido, espera-se uma evolução positiva, embora
limitada, da curva de aprendizagem relativa aos custos de investimento e de operação.
Além destes, também contribuirão para a queda do LCoE: continuação do aumento da dimensão
das turbinas que se vem verificando gradualmente, intervenções técnicas e investimentos em
repowering que permitem evitar o subaproveitamento de parques mais antigos situados em
localizações favoráveis do ponto de vista da disponibilidade do recurso, e melhoria do factor de
capacidade por efeito de evolução tecnológica. No entanto, estes efeitos deverão ser
contrabalançados por uma série de factores que actuam no sentido do aumento do custo de
produção eléctrica: requisitos técnicos dos parques e da sua interacção com a rede eléctrica cada
vez mais exigentes, utilização de materiais de qualidade superior ou necessidade de instalação de
parques em locais marginalmente menos favoráveis, quer em termos de disponibilidade de
recurso, quer na dificuldade de acesso e custos de conexão à rede.
Globalmente, o LCoE da tecnologia deverá beneficiar de uma queda inferior a 10% reais no
horizonte até 2020 (Figura 68).
Eólica on-shore
Figura
68. LCoE
de eólica
onshore INESC, LNEG)
Principais
indicadores
(Validação:
LCoE 2010 (€/MWh)
100
64
OpEx
13
 CapEx = 1.400 k€/MW
80
78
 NEP = 2.300 h
CapEx
51
74
72
TCMA
-0,8%
60
64
61
59
44
 LCoE reduz-se em ~8% até 2020
 Trata-se de uma tecnologia madura, que poderá atingir
a paridade de rede no próximo quinquénio, caso o
petróleo siga a presente tendência de crescimento
 A curva de aprendizagem encontra-se estabilizada e a
redução dos custos encontra-se limitada pelo aumento
dos requisitos técnicos exigidos
 Potencial de recurso em Portugal de ~6,3 GW, parques
com NEP < 2150 h não deverão ser viáveis
42
41
40
20
0
2010
Cenário Alto


Cenário Baixo
CapEx = 1.600 €/MW
NEP = 2.100 h
2012
Cenário Alto
2014


CapEx = 1.000 €/MW
NEP = 2.600 h
2016
Cenário base
2018
2020
Cenário Baixo
DGEG; LNEG; INESC; ECOFYS; E.Value; EWEA; IDAE; Análise A.T. Kearney
56/3272/12 236
Os Fonte:
parques
offshore beneficiam de uma maior intensidade de vento a menores altitudes
o que
permite utilizar torres de menor altura e obter em média 3.300 horas anuais equivalentes.
Embora a superior disponibilidade do recurso em localizações offshore permita factores de
capacidade favoráveis quando comparados com os valores médios registados para a tecnologia
onshore, o acréscimo nos custos de investimento e de operação e sobretudo a ainda modesta
73
disseminação da indústria a nível mundial levam a que esta tecnologia se considere num estágio
de desenvolvimento inicial. Apesar de se encontrar em operação em alguns países,
nomeadamente no Norte da Europa, por via da maior abundância de localizações vantajosas do
ponto de vista económico, em Portugal continua a apresentar o estatuto de tecnologia de
demonstração, situação que não deverá alterar-se no horizonte até 2020. Os principais drivers do
custo de produção eléctrica estão relacionados com a distância à costa e com a profundidade no
local da instalação. As soluções monopile, vocacionadas para profundidades inferiores,
apresentam um limitado potencial de instalação por via das características da costa nacional. Por
outro lado, soluções floating para profundidades e distâncias superiores, ainda não são
consideradas disponíveis comercialmente.
Apesar disso, para este estudo foram consideradas ambas as instalações devido à já existência do
projecto Windfloat (solução offshore floating) de 25 MW cujo primeiro protótipo de 2 MW já está
construído e em ensaios ao largo da Aguçadoura – Póvoa do Varzim.
Prevê-se que a expansão da tecnologia a nível internacional conduza a um ritmo favorável da
curva de aprendizagem por efeito de escala e por melhorias tecnológicas, beneficiando a queda
dos custos de investimento de operação, também a previsivelmente escassa progressão das
estruturas em cimento deverá constituir um entrave à queda do custo de produção eléctrica. Até
2020, o LCoE da tecnologia deverá registar uma retracção próxima dos 20% em termos reais
(Figura 69 e Figura 70).
Eólica off-shore (monopile)
Figura
69. LCoE
de eólica(Validação:
offshore –INESC,
monopile
Principais
indicadores
LNEG)
LCoE 2010 (€/MWh)
200
119
OpEx
35
 CapEx = 3.000 k€/MW
169
 OpEx fixo = 115 k€/MW.ano
 NEP = 3.300 h
CapEx
84
150
141
132
TCMA
-2,4%
119
100
102
87
 LCoE reduz-se em mais de 20% até 2020
 Dadas as características da costa nacional, a maior
parte do potencial de instalação deverá estar
concentrado em estruturas floating
Cenário Alto


Cenário Baixo
CapEx = 3.500 €/MW
NEP = 2.600 h


CapEx = 2.500 €/MW
NEP = 4.000 h
0
2010
2012
Cenário Alto
Fonte: DGEG; LNEG; INESC; ECOFYS; E.Value; EWEA; IDAE; Análise A.T. Kearney
69
50
 Escassa progressão das estruturas em cimento
constitui principal entrave à queda do custo
 Tecnologia é substituta directa da eólica on-shore,
pelo que a reduzida competitividade nesta década
deverá ameaçar a sua comercialização
94
74
2014
2016
Cenário base
2018
2020
Cenário Baixo
56/3272/12 237
74
Eólica off-shore (floating)
Figura
70. LCoE
de eólica
offshore INESC,
– floating
Principais
indicadores
(Validação:
LNEG)
LCoE 2010 (€/MWh)
400
366
246
OpEx
35
 CapEx = 7.500 k€/MW
350
 OpEx fixo =115 k€/MW.ano
 NEP = 3.300 h
CapEx
211
312
294
300
TCMA
250
-2,1%
246
200
 Tecnologia só deverá ser considerada comercialmente
após 2020
150
 Escassa progressão das estruturas em cimento
constitui principal entrave à queda do custo
100
 Tecnologia é substituta directa da eólica on-shore,
pelo que a reduzida competitividade nesta década
deverá ameaçar a sua comercialização
211
199
168
145
137
Cenário Alto
50


Cenário Baixo
CapEx = 9.000 €/MW
NEP = 2.600 h


CapEx = 6.000 €/MW
NEP = 4.000 h
0
2010
2012
Cenário Alto
Fonte: DGEG; LNEG; INESC; ECOFYS; E.Value; EWEA; IDAE; Análise A.T. Kearney
Energia solar fotovoltaica
2014
2016
Cenário base
2018
2020
Cenário Baixo
56/3272/12 238
A capacidade instalada acumulada de energia solar fotovoltaica a nível mundial cresceu a cerca de
40% ao ano entre 2004 e 2009, até alcançar cerca de 20GW em 2009 (EPIA), uma evolução
maioritariamente estimulada pelo crescimento da potência instalada na Alemanha e Espanha.
Existem hoje duas tecnologias fotovoltaicas em fase de comercialização, e uma terceira em fase de
pré-comercialização:

Módulos de silício cristalino, com um único cristal de silício (monocristalino) ou com várias
partículas cristalizadas (policristalino): é a tecnologia fotovoltaica mais madura, com níveis
de eficiência entre os 14 e 20%, sendo que a sua evolução nos últimos anos se tem focado
sobretudo no aumento de eficiência através da redução de custos de instalação; não
obstante, é uma tecnologia com uma elevada dependência do polisilício

Módulos de thin film, que consistem na sobreposição de lâminas de diferentes materiais: é
uma tecnologia menos madura, com níveis de eficiência mais baixos (7-12%), mas
apresenta menores custos de produção que a de silício e menor dependência de matériaprima; a sua maior flexibilidade faz com que seja a melhor opção do ponto de vista
arquitectónico

A tecnologia fotovoltaica de concentração (CPV) utiliza elementos ópticos para concentrar
a radiação solar na célula fotovoltaica e pode alcançar eficiências superiores (35-40%)
Para este estudo foi analisada a energia solar fotovoltaica de silício cristalino, tanto de uma
perspectiva de utility-scale (>5 kW), como de uma perspectiva de micro-geração (<5 kW).
75
A crescente saturação do potencial de exploração eólico e a necessidade de diversificação do mix
de tecnologias renováveis na gestão da rede eléctrica vem potenciando a expansão do
investimento no recurso solar, o que se traduziu numa evolução muito favorável da curva de
aprendizagem. Não se espera qualquer fenómeno disruptivo, nomeadamente associado à
nanotecnologia, no horizonte até 2020, e da mesma forma não se prevê redução de custos por
escalabilidade dos centros electroprodutores, dado que se trata de uma tecnologia modular.
Ainda assim, espera-se a continuação da redução acentuada dos custos de investimento e de
operação verificada ao longo da última década, quer através do aumento da eficiência (3pp a 4pp
até 2020) e tempo de vida útil dos módulos, quer através dos previsíveis ganhos de escala no seu
fabrico, incluindo a sua crescente deslocalização para países com reduzido custo de mão-de-obra.
De uma forma global, prevê-se uma queda do LCoE entre 40% e 50% em termo reais, na década
2010-2020 (Figura 71 e Figura 72).
Fotovoltaica – central
Figura
71. LCoE
de solar fotovoltaica
(utility-scale)
Principais
indicadores
(Validação: INESC,
LNEG)
LCoE 2010 (€/MWh)
400
220
OpEx
20
 CapEx = 2.700 k€/MW
TCMA
333
CapEx
200
 NEP = 1.500 h
-5,5%
300
229
220
200
188
 De entre as tecnologias com potencial de viabilidade
económica na próxima década, deverá ser a de maior
evolução da curva de aprendizagem
151
141
97
100
80
 As alavancas para este crescimento deverão ser a
eficiência na conversão eléctrica e a escala
 No entanto, o risco associado é superior a outras
tecnologias solares, já que esta evolução depende em
larga escala do preço de uma matéria-prima (polisilício)
124
Cenário Alto




CapEx = 2.200 €/MW
NEP = 1.900 h
0
2010
2012
Cenário Alto
Fonte: DGEG; LNEG; INESC; ECOFYS; E.Value; EPIA; IDAE; Análise A.T. Kearney
Cenário Baixo
CapEx = 3.000 €/MW
NEP = 1.100 h
2014
2016
Cenário base
2018
2020
Cenário Baixo
56/3272/12 239
76
Fotovoltaica
– micro-geração
Figura
72. LCoE de solar
fotovoltaica (micro-geração)
Principais indicadores (Validação: INESC, LNEG)
(1)
LCoE 2010 (€/MWh)
600
549
308
OpEx
27
 CapEx = 3.800 k€/MW
CapEx
281
500
 NEP = 1.500 h
400
362
TCMA
-6,1%
308
300
291
 LCoE reduz-se em quase 50% até 2020
 Existe potencial para a expansão da micro-geração, já
que a reduzida dimensão da instalação não agrava
tanto o preço quanto sucede com as tecnologias não
modulares
 A tecnologia em causa (thin film), além de menos
dispendiosa que a cristalina, apresenta ainda a
vantagem de menor dependência de matérias-primas
215
203
200
163
142
114
100
0
2010
2012
Cenário Alto
2014
2016
Cenário base
2018
2020
Cenário Baixo
(1) Valor de referência para instalação residencial
Fonte: DGEG; LNEG; INESC; ECOFYS; E.Value; EPIA; IDAE; Análise A.T. Kearney
Energia
solar termoeléctrica (CSP)
56/3272/12 240
A energia solar termoeléctrica consiste na concentração da energia solar através de um meio
reflector em múltiplos pontos para elevar a temperatura de um fluido térmico (água, óleos, sais)
com o objectivo de gerar vapor de água que, por sua vez, será utilizado para produzir electricidade
numa turbina de vapor convencional.
Embora se caracterize por um estágio de desenvolvimento de menor maturidade e
competitividade face à tecnologia fotovoltaica, encontra-se tal como esta numa fase favorável da
curva de aprendizagem, marcada por uma previsível quebra acentuada dos custos de produção
eléctrica nos próximos anos. Neste momento, apenas as tecnologias de torre e de cilindro
parabólico oferecem soluções viáveis comercialmente, sendo que este último concentra a maioria
das instalações a nível mundial (~90%). As tecnologias de disco parabólico (Stirling) e de colectores
lineares (Fresnel) estão menos desenvolvidas e representam menos de 1% da capacidade mundial
instalada.
O seu elevado custo de investimento inicial deriva em parte das estruturas de armazenagem de
calor, que permitem ao CSP constituir-se como uma das poucas tecnologias renováveis com
capacidade de gestão da entrega de energia à rede. Numa altura de crescente peso das
tecnologias intermitentes no mix de consumo eléctrico dos diversos países, este poderá ser um
dos principais factores de valorização económica do CSP na próxima década. Para este estudo foi
analisada a energia solar termoeléctrica utility-scale (50MW), em cilindro parabólico e em
tecnologia de torre, ambas com armazenamento.
A maior contribuição para a quebra dos custos de produção eléctrica nos próximos anos deverá
advir de ganhos de escala das próprias centrais. Ao contrário da tecnologia fotovoltaica, mais
resiliente à potência nominal instalada, o custo de investimento do CSP deverá reduzir-se
77
substancialmente à medida do incremento da dimensão das centrais. Além da escala, também os
diversos componentes da estrutura de custos apresentam potencial de evolução da respectiva
curva de aprendizagem, esperando-se também uma melhoria da eficiência. A introdução de
avanços tecnológicos, como os novos fluidos térmicos ainda não disponíveis comercialmente, de
que são exemplo os sais fundidos, também deverá contribuir para a quebra dos custos. Entre 2010
e 2020, espera-se uma redução do LCoE em torno dos 30% reais (Figura 73 e Figura 74).
Solar Termoeléctrica (CSP) – Cilindro com storage
Figura
73. LCoE
de solar termoeléctrica
– Cilindro parabólico com armazenamento
Principais
indicadores
(Validação: LNEG)
LCoE 2010 (€/MWh)
300
218
OpEx
44
174
-3,5%
250
218
 NEP = 3.300 h
CapEx
TCMA
268
 CapEx = 7.000 k€/MW
208
200
187
169
160
153
150
124
 Deverá sustentar a sua queda no aumento de escala
(dimensão óptima ~200 MW)
112
100
 A tecnologia de cilindro é a mais difundida,
representando cerca de 90% da potência CSP mundial
 Uma grande parte do seu valor do CSP, que não se
encontra reflectido no LCoE, advém de permitir um
sistema de storage que a torna uma das poucas
tecnologias FER adaptáveis ao diagrama de carga da
rede
Cenário Alto
50


0
2010
2012
Cenário Alto
Fonte: DGEG; LNEG; ECOFYS; E.Value; ESTELA; IDAE; Análise A.T. Kearney
Cenário Baixo
CapEx = 8.000 €/MW
NEP = 3.000 h
2014


CapEx = 6.000 €/MW
NEP = 4.000 h
2016
Cenário base
2018
2020
Cenário Baixo
56/3272/12 241
78
Solar Termoeléctrica (CSP) – Torre com storage
Figura
74. LCoE
de solar(Validação:
termoeléctrica
Principais
indicadores
LNEG)– Torre com armazenamento
LCoE 2010 (€/MWh)
300
OpEx
39
-3,5%
 CapEx = 13.000 k€/MW
250
226
 NEP = 5.600 h
CapEx
187
TCMA
274
226
213
200
192
187
176
159
145
150
131
 A tecnologia de Torre representa cerca de 10% da
potência mundial (as restantes são residuais)
 A escala das centrais será o principal driver de
redução do LCoE (e.g., um incremento de capacidade
nominal de 20 MW para 50 MW)
100
Cenário Alto
50


Cenário Baixo
CapEx = 14.000 €/MW
NEP = 5.000 h


CapEx = 11.000 €/MW
NEP = 6.000 h
0
2010
2012
Cenário Alto
Fonte: DGEG; LNEG; ECOFYS; E.Value; ESTELA; IDAE; Análise A.T. Kearney
2014
2016
Cenário base
2018
2020
Cenário Baixo
56/3272/12 242
As tecnologias térmicas renováveis, como as centrais de Resíduos Sólidos Urbanos, Biomassa
florestal ou animal, ou Biogás, pela similitude no princípio de funcionamento com as centrais
térmicas convencionais, apresentam uma curva de aprendizagem estabilizada. As suas oscilações
no custo de geração eléctrica derivam essencialmente, nos casos em que tal é aplicável, dos custos
dos respectivos combustíveis. Não obstante, a queda futura nos custos deverá resultar
essencialmente da estandardização de alguns processos de fabrico e sobretudo em ganhos de
eficiência na conversão eléctrica. Esperam-se reduções do LCoE entre 2% e 6% reais até 2020.
Resíduos Sólidos Urbanos (RSU)
A tecnologia mais madura de geração eléctrica a partir de resíduos consiste na incineração de uma
fracção de resíduos sólidos urbanos (principalmente da fracção seca dos resíduos) numa caldeira
tipo forno que cede o calor a um ciclo de vapor. Este vapor actua sobre um grupo turbogerador
que produz electricidade. Estas centrais podem incinerar entre 150 e 450 mil toneladas de
resíduos por ano.
Existem diferentes factores que influenciam o nível de custos finais e que são específicos de cada
central, nomeadamente o nível de complexidade da fase de pré-tratamento, o nível de
automatização e ainda o nível de complexidade arquitectónica. Em qualquer dos casos, o principal
diferencial de custos de geração vem determinado pela escala da central. Para este estudo, foi
considerada uma central de cerca de 30 MW (à semelhança das centrais portuguesas Valorsul e
LIPOR), considerada a potência óptima para uma central deste tipo (Figura 75).
79
Figura
75. LCoE –deResíduos
central térmica
de Resíduos
Sólifos
Urbanos (RSU)
Térmica
Sólidos
Urbanos
(RSU)
Principais indicadores (Validação: LNEG)
LCoE 2010(1) (€/MWh)
100
94
58
OpEx
89
 CapEx = 4.700 k€/MW
 OpEx var. = -77 €/MWh
CapEx
69
Subsídio
Combust.
-77
-23
84
 OpEx fixo = 550 k€/MW.ano
80
80
 NEP = 6.000 h
TCMA
60
-1,9%
58
51
48
40
33
 O grande motor da redução de custos será o aumento
da eficiência na geração eléctrica
 Existe também potencial de redução do investimento
por estandardização de algumas tecnologias (alguns
agentes chegam a apontar para uma queda de 10% até
2020)
27
20
25
Cenário Alto


Cenário Baixo
CapEx = 5.500 €/MW
NEP = 5.000 h


CapEx = 4.000 €/MW
NEP = 7.000 h
0
2010
2012
Cenário Alto
2014
2016
Cenário base
2018
2020
Cenário Baixo
(1) Considerando a subsidiação de um terço do valor de investimento inicial, valores relativos a unidades de incineração
(1) Considerando
a subsidiação de um terço do valor de investimento inicial
56/3272/12 243
Biomassa Florestal
A geração de electricidade com biomassa realiza-se em centrais dedicadas para quais existem hoje
duas tecnologias diferenciadas. A tecnologia mais utilizada consiste na combustão de biomassa
numa caldeira que cede o calor a um ciclo que vapor que depois actua sobre um grupo
turbogerador. É uma tecnologia simples e madura com um rendimento eléctrico à volta de 20-28%
e que permite combinar diferentes tipos de combustível (biomassa). Como norma general, estas
instalações têm uma potência nominal entre 2 e 20 MW; uma potência inferior tem efeitos de
escala negativos, enquanto uma potência superior exigiria o aprovisionamento de um volume
elevado de biomassa que provavelmente viria de maiores distâncias, com o consequente aumento
nos custos de transporte.
A biomassa florestal é encarada em Portugal como a alternativa de biomassa mais viável para a
produção de electricidade nacional, não só pelo aproveitamento do potencial da floresta
portuguesa, que cobre cerca de 38% do território nacional, mas também como um instrumento de
luta contra incêndios e contra a redução de gases de efeito estufa (GEE). Não obstante, certas
centrais termoeléctricas ainda hoje em concurso terão dificuldade em obter biomassa florestal de
baixo custo e fácil exploração.
A segunda tecnologia consiste na gaseificação da biomassa e combustão do gás num motorgerador de combustão interna. É uma tecnologia muito complexa, apesar do seu alto rendimento
eléctrico (28-32%), mas os elevados custos de investimento e as exigências ao nível da
homogeneidade da biomassa a utilizar, fazem com que não tenha sido considerada no âmbito
deste estudo (Figura 76).
80
Térmica – Biomassa (BFP)
Principais
indicadores
LNEG)
Figura
76. LCoE
de central(Validação:
térmica de
Biomassa Florestal
LCoE 2010 (€/MWh)
90
Combust.
43
140
 CapEx = 2.700 k€/MW
TCMA
120
OpEx
CapEx
10
 NEP = 6.000 h
37
-0,6%
108
 OpEx var. = 50 €/MWh
102
100
86
85
75
74
100
90
80
77
60
 Perspectivas de evolução muito similares às da
tecnologia RSU, baseadas no aumento da eficiência e
na estandardização
 No entanto, o efeito de redução do LCoE da Biomassa é
limitado, dado o peso superior que o combustível
representa na estrutura de custos
40
Cenário Alto
20
0
2010


2012
Cenário Alto
Biogás
Cenário Baixo
CapEx = 3.200 €/MW
NEP = 5.000 h
2014


CapEx = 2.200 €/MW
NEP = 7.000 h
2016
Cenário base
2018
2020
Cenário Baixo
56/3272/12 244
A tecnologia de geração eléctrica através do biogás consiste na combustão de biogás num grupo
motogerador; este biogás é gerado através da digestão de matéria orgânica em espaços
anaeróbios, habitualmente aterros, estações de tratamento de águas (ETARs) ou digestores
industriais.
Comparado com outros sistemas de tecnologia avançada, como as centrais incineradoras, um
sistema de recuperação de biogás é mais simples e menos oneroso e aproveita um combustível
que, em qualquer circunstância, desapareceria na atmosfera se não fosse recuperado e utilizado
energeticamente.
O custo de geração eléctrica em centrais de biogás está fortemente dependente tanto da potência
nominal da central como do potencial energético da alimentação ao digestor (Figura 77).
81
Térmica – Biogás(1)
Figura
77. LCoE
de central(Validação:
térmica de
Biogás
Principais
indicadores
LNEG)
LCoE 2010 (€/MWh)
140
132
129
92
 CapEx = 3.700 k€/MW
OpEx
40
120
TCMA
 NEP = 8.000 h
CapEx
52
128
-0,3%
100
92
82
90
90
80
80
80
 O potencial de incremento de escala das centrais é
limitado e o custo de investimento já se encontra num
estágio de maturidade
 O único grande potencial de alavancagem do biogás
consiste na sua purificação (nível de metano ~100%) e
injecção na rede de gás natural, para ser utilizado
como combustível (poderia ser contabilizável para
efeitos de transportes)
60
40
Cenário Alto
20


Cenário Baixo
CapEx = 4.200 €/MW
NEP = 6.000 h
CapEx = 3.000 €/MW
NEP = 8.000 h


0
2010
2012
Cenário Alto
2014
2016
Cenário base
2018
2020
Cenário Baixo
(1) Instalação com custo nulo da matéria-prima; o LNEG estima um custo de 55€/MWh adicional no caso de uma exploração agro-pecuária
56/3272/12 245
(1) Instalação com custo nulo da matéria-prima; custo de 55€/MWh no caso de exploração agro-pecuária
No sentido de garantir a visibilidade de promoção de produção FER em caso de não cumprimento
/ atraso das medidas de reforço de eficiência energética que reduzam o consumo de energia
primária, foram avaliadas as tecnologias mais maduras em base a quatro critérios:
Competitividade actual (medida pelo LCoE), competitividade futura em custos, previsibilidade na
produção e disponibilidade do recurso (líquida das capacidades já atribuídas, licenciadas,
construídas ou em funcionamento).
82
O nível de incentivo a atribuir às distintas tecnologias FER no sistema de
remuneração deve reger-se por critérios económicos e de disponibilidade…
2 Electricidade
Figura 78. Critérios de avaliação Critérios
das tecnologias
de avaliação das tecnologias
Competividade
actual
Competividade
futura
Previsibilidade
na produção
Disponibilidade
do recurso

Valor actual nivelado
(LCoE) dos
encargos totais de
geração para o
produtor de cada
unidade de energia
entregue à rede

Estágio de
desenvolvimento
tecnológico,
traduzido no
potencial e rapidez
de captura de
redução de custos
por escala e
eficiência

Intermitência
imposta ao sistema
pela tecnologias e
incerteza quanto à
disponibilidade do
recurso e, por
consequência,
quanto à capacidade
de geração

Capacidade
máxima alcançável
estimada de
aproveitamento do
recurso, em função
de factores
económicos,
ambientais e
estratégicos

A diferença entre o
custo de produção
da tecnologia e o
preço de mercado
define e quantifica o
esforço do sistema
na sua promoção

Tecnologias que
apresentem curvas
de aprendizagem
rápidas e que sejam
escaláveis têm o
potencial de vir a
aliviar o sistema no
futuro

A intermitência
traduz-se em custos
de planeamento,
gestão e backup do
sistema e a incerteza
na produção resulta
num incremento do
risco associado ao
projecto

A avaliação do
potencial de
expansão de cada
recurso é
fundamental na
definição da
estratégia FER e na
alocação do esforço
de promoção
Descrição
Pertinência

Adequação
O nível de incentivo
 A periodicidade de
 Na presença de
 Cabe ao sistema
é definido pela
revisão da tarifa
volatilidade deve
tarifário incentivar a
diferença entre a
deve ser adequada
fomentar-se a
prioritização dos
remuneração e o
ao ritmo de
existência de perfis
recursos mais
custo
(margem)
evolução
do
custo
complementares
rentáveis
factores estratégicos de cumprimento dos compromissos
… alinhando
assumidos com características intrínsecas de cada tecnologia
2 Electricidade
56/3272/12 141
Figura 79. Avaliação das tecnologias
nos
critérios definidos
Garantir
visibilidade
de promoção de produção FER em caso de não
Factor
estratégico
cumprimento / atraso das medidas de reforço de eficiência energética que
reduzam o consumo de energia primária
Mini-hídrica
Eólica
On-shore
Eólica
Off-shore
Solar PV
Central
Solar PV
Micro
CSP
Storage
Térmica
RSU
Térmica
Biogás
Térmica
Biomassa
( ~0 GW(5))
(~0 GW(6))
(~0 GW(7))
Competitividade
actual em custos
Competitividade
futura em custos
Previsibilidade
na produção
Disponibilidade
de recurso
Elevado
(~0,25 GW(1)) (~1,0 GW(2)) ( ~0,2 GW(3)) ( ~1,0 GW(4)) ( ~1,0 GW(4)) ( ~0,5 GW(4))
Reduzido
Nota: disponibilidades de recurso líquidas das capacidades já atribuídas, licenciadas, construídas ou em funcionamento
(1) Valor referenciado pela DGEG, em revisão no âmbito dos planos hidrográficos regionais; (2) Valor estimado para parques com produção >2.150 horas equivalentes à
potência nominal, com base em informação do LNEG; (3) Estimativa da APREN, em revisão ao valor estimado pelo LNEG para eólica offshore monopile para produção
>3.300 horas equivalentes à potência nominal (as soluções floating só deverão estar comercialmente disponíveis após 2020); (4) Cenário optimista de potencial da
APREN, LNEG estima potencial similar em PV microgeração e utility-scale, e inferior para CSP, por restrições de temperatura e da orografia do terreno; (5) Estimativa do
LNEG de potência máxima CVO a instalar até 2020 já se encontra licenciada e incineração já se encontra no limite; (6) Indicação da DGEG de que as futuras instalações
de biogás se deverão destinar à inserção na rede de gás natural e não à produção de electricidade; LNEG estima potencial de 150 MW em explorações agropecuárias,
mas com um custo associado cerca de 50% superior à das instalações tradicionais de biogás; (7) Estimativa do CBE para a biomassa de resíduos florestais
56/3272/12 142
Fonte: DGEG; LNEG; ECOFYS; E.Value; IDAE; EWEA; EPIA; ESTELA; Análise A.T. Kearney
(1) Valor referenciado pela DGEG, em revisão no âmbito dos planos hidrográficos regionais; (2) Valor
estimado para parques com produção> 2.150 horas equivalentes à potência nominal, com base em
informação do LNEG; (3) Estimativa da APREN, em revisão ao valor estimado pelo LNEG para eólica offshore
monopile para produção> 3.300 horas equivalentes à potência nominal (as soluções floating só deverão
estar comercialmente disponíveis após 2020); (4) Cenário optimista de potencial da APREN, LNEG estima
potencial similar em PV microgeração e utility-scale, e inferior para CSP, por restrições de temperatura e da
orografia do terreno; (5) Estimativa do LNEG de potência máxima CVO a instalar até 2020 já se encontra
licenciada e incineração já se encontra no limite; (6) Indicação da DGEG de que as futuras instalações de
biogás se deverão destinar à inserção na rede de gás natural e não à produção de electricidade; LNEG estima
potencial de 150 MW em explorações agropecuárias, mas com um custo associado cerca de 50% superior à
das instalações tradicionais de biogás; (7) Estimativa do CBE para a biomassa de resíduos florestais
83
Fonte: DGEG; LNEG; ECOFYS; E.Value; IDAE; EWEA; EPIA; ESTELA; APREN; INESC; Análise A.T. Kearney
Efectivamente, apesar do nível de maturidade tecnológica e da forte competitividade em custos, e
podendo beneficiar de tecnologias com controlo de despacho, existe hoje pouca ou quase
nenhuma disponibilidade de recurso para qualquer uma das tecnologias térmicas de energia
renovável: em RSU, a potência máxima CVO a instalar até 2020 já se encontra licenciada e a
incineração está no seu limite técnico; as futuras instalações de biogás deverão estar destinadas à
rede de Gás Natural e não à produção de electricidade, havendo potencial ainda que limitado e
relativamente mais oneroso em explorações agropecuárias; e a biomassa de resíduos florestais
enfrenta grandes desafios em termos de localizações com recursos disponíveis, sendo que as
centrais deverão funcionar com altos rendimentos eléctricos, possivelmente através da tecnologia
de gaseificação, para um melhor aproveitamento.
Inclusivamente a mini-hídrica (uma das tecnologias mais eficientes em custo de geração de
energia) apresenta um potencial limitado de cerca de 250 MW, atendendo às restrições
ambientais actualmente existentes e à dificuldade de acesso às zonas teoricamente ainda
disponíveis, colocando em dúvida a sua sustentabilidade no mix energético final.
Neste contexto, o foco principal de análise na definição do mix óptimo recaiu sobre as tecnologias
eólica onshore, solar fotovoltaica e solar termoeléctrica, pelo seu potencial de recurso, eficiência
em custos (nomeadamente ao nível da curva de aprendizagem) e impacto para o sistema.
Tendo por base o modelo VALORAGUA da REN, foram corridas diferentes simulações de impacto
sobre a rede eléctrica nacional de diferentes mix tecnológicos, incluindo possíveis atrasos na
instalação de potência comissionada (cenário alternativo). Mesmo neste cenário, a capacidade de
bombagem em 2020 atinge os 2,9 GW e garante a sustentabilidade do sistema até aos 6 GW de
capacidade eólica instalada, o que significa que além dos 5,3 GW previstos até 2020, ainda
poderiam ser licenciados pelo menos 0,7 GW adicionais com perdas de energia renovável
inferiores a 0,5% (em horas de vazio).
Não obstante, e segundo o estudo da APREN “Roteiro Nacional das Energias Renováveis: 2020”, “a
elevada potência onshore que se prevê ter instalada em 2020 levanta um problema relativamente
a áreas disponíveis. (…) ou se começa a instalar em áreas com menos vento, diminuindo a
produtividade dos parques, ou se começa a ocupar zonas com algum estatuto de protecção
ambiental”. Esta preocupação é também partilhada pelo Laboratório Nacional de Energia e
Geologia (LNEG), que confirma a existência de um potencial máximo de cerca de 6,3-6,5 GW com
utilização acima das 2.150h, a utilização mínima para garantir níveis de rentabilidade positivos à
tarifa actualmente em vigor (Figura 80).
84
Slide doc
É expectável a existência de 1,0 GW de potência eólica rentável à tarifa actual,
dos quais 0,7 GW absorvidos pelo sistema sem perdas de energia renovável
2 Electricidade
Apoio
Evolução da potência eólica instalada (GW)
Figura 80. Evolução da potência eólica instalada em Portugal (GW)
 Limite teórico de
capacidade a
instalar acima
das 2.150 horas
(com
6,3
rentabilidade
0,3 positiva)
+4%
+2%
4,3
+15%
4,4
4,5
4,6
4,8
5,0
5,2
5,3
5,3
5,3
0,7
 Capacidade
adicional que
minimiza as
perdas de
energia renovável
(de acordo com
simulações do
VALORAGUA)
3,9
3,5
3,0
2,4
+64%
1,7
1,0
0,5
0,1
0,1
0,2
0,3
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2020
limite
teórico
56/3272/12 146
Fonte: DGEG; LNEG; REN; Análise A.T. Kearney
Slideface
doc a
Em relação à energia solar, o diagrama de irradiação em Portugal é claramente favorável
outras localizações europeias, e estima-se que seja possível acomodar entre 1,5 e 2,5 GW de
O diagrama de irradiação favorável permite acomodar entre 1,5 e 2,5 GW de
capacidade
fotovoltaica
e micro) e termoeléctrica de concentração (Figura 81).
capacidade
de base(utility-scale
solar
2 Electricidade
Figura
81. Potencial de capacidade solar em Portugal
Potencial de capacidade solar em Portugal
Índice de produção(1) kWh/kWhp (horas)
Apoio
Cenários de potencial solar 2020 (GW)
4,8
2,5
1,6
1,5
Cenário
Cenário
conservador optimista
APREN
Cenário
Objectivo
conservador
Comissão Europeia
(SET Plan(2))
(1) Retirado de “Estimativa instantânea do desempenho de sistemas solares fotovoltaicos para Portugal Continental” – Aguiar, R.; Castro, S.; Joyce, A.; 2002
(2) APREN – Energia 2020; (3) A Solar European Industrial Initiative prevê entre 4% (conservador) e 12% (objectivo) de penetração de energia PV
56/3272/12 148
Fonte: LNEG; APREN; Análise A.T. Kearney
85
(1) Retirado de “Estimativa instantânea do desempenho de sistemas solares fotovoltaicos para Portugal
Continental” – Aguiar, R.; Castro, S.; Joyce, A.( 2002); (2) A Solar European Industrial Initiative prevê entre 4%
(conservador) e 12% (objectivo) de penetração de energia PV
Fonte: LNEG; APREN; Análise A.T. Kearney
A solar fotovoltaica, sendo uma das tecnologias FER em maior expansão a nível mundial, vem
beneficiando de uma curva de aprendizagem favorável que resultou na significativa redução dos
seus custos de investimento. Adicionalmente, o seu cariz modular reduz o efeito de escala sobre o
preço da instalação, favorecendo a micro-geração e a descentralização da produção do sistema
eléctrico, permitindo a redução das perdas de transmissão e distribuição.
Ainda assim, e mesmo após os ganhos de eficiência alcançados nas últimas décadas, o factor de
carga permanece reduzido quando comparado com outras tecnologias substitutas, situando-se em
Portugal em torno das 1.450 horas equivalentes. Além disso, a maior parte das componentes da
estrutura de custos é de origem externa, o que se traduz num nível reduzido de externalidades
positivas para a economia, como o desenvolvimento de novas empresas e o emprego.
A solar termoeléctrica de concentração (CSP), por sua vez, é uma importante tecnologia de
diversificação, pela sua capacidade de armazenamento, já que ao contrário da generalidade das
FER não térmicas, pode apresentar um diagrama de produção intradiário virtualmente constante
(reduzida intermitência), gerando benefícios para a gestão do sistema eléctrico (o complemento
do gás reforça esta capacidade).
A maioria das componentes da estrutura de custos (à excepção do absorsor, que representa cerca
de 20%) pode provir de incorporação nacional, o que se reflecte na criação de emprego e em
ganhos para a indústria nacional (e.g. software, metalomecânica e outros), e, à semelhança de
outras tecnologias térmicas, a operação e manutenção (O&M) destas centrais gera emprego local
significativo.
Em compensação, trata-se de uma tecnologia com forte dependência da escala, pelo que não
favorece a descentralização da produção (tipicamente apenas rentável para centrais de potência
superior a 50 MW), e apresenta um potencial de instalação mais limitado, dado a exigência por
critérios mais restritos, como a orografia do terreno e a amplitude térmica.
Esta complementaridade da energia fotovoltaica e da solar termoeléctrica pode vir a ser uma
vantagem para o sistema no futuro, pelo que, num cenário de revisão de cumprimento das metas
de incorporação FER em 2014/2015, se incentiva o investimento em ambas as tecnologias.
Em resumo, estima-se que no total existam mais de 4 GW de potência FER para colmatar possíveis
atrasos das medidas de eficiência energética e apoiar no cumprimento das metas de incorporação,
potência que deve ser considerada respeitando uma ordem de mérito considerando a adopção de
mecanismos de gestão e exploração necessários para garantir a sustentabilidade do sistema
electroprodutor português.
Na Figura 82 é apresentada a ordem de mérito de promoção com base em tarifas estimadas para
o ano de 2020 considerando uma rentabilidade adequada que incentive o investimento em cada
tecnologia.
86
Existem mais de 4 GW de potência FER para colmatar atrasos das medidas de
eficiência
energética
apoiar no
metas
Figura
82. Ordem
de mérito deepromoção
de cumprimento
FER com base emdas
tarifas
estimadas de 2020 (GW;
 ElectricidadeOrdem de mérito de promoção de FER com base nas tarifas de 2020
€20122/MWh)
(GW; €2012/MWh)
Tecnologia intermitente
Tecnologia com despacho
4,0 GW
224
180
177
139
101
71
65
0,0
Mini-hídrica
0,5
1,0
Eólica
onshore
Eólica off-shore
(Mono-pile)
1,5
2,0
Solar PV
(Central)
2,5
3,0
CSP
3,5
Solar PV
(Micro)
8,0
Eólica
offshore
(Floating)
Adicionalmente,
Fonte: Análise
A.T. Kearney a capacidade de controlo de despacho deve ser considerada
como factor de avaliação qualitativa a par do custo da tecnologia
Uma
que
o cumprimento
objectivo
defoiFER
na 0,5%
energia
é possível
Nota:vez
os 4 GW
de Eólica
offshore (floating) só sãodo
activos
comercialmentede
após incorporação
2020; Para a eólica onshore
considerado
de perdas,eléctrica
logo 3€/MWh; Para
a
Solar PV (Micro) foi considerado redução de perdas de 50%, logo 6 €/MWh.
Fonte:
E.value;
LNEG;
Análise
A.T.
Kearney
56/3272/12
sem novos licenciamentos e uma vez que eventuais novos licenciamentos de tecnologias 147FER
acarretariam sobrecustos no horizonte no qual este estudo se insere, é a nossa recomendação que
novos licenciamentos sejam suspensos ou significativamente reduzidos até 2015. Neste ano, e
face ao cumprimento verificado no ano de 2014 tanto do PNAER como do PNAEE, deve ser
reavaliado a necessidade de promoção de potência adicional, aplicando-se nesse caso um quadro
tarifário revisto e adequado à realidade.
Dependendo da tecnologia e escala, a atribuição de capacidade deve ser feita ou através de um
processo reactivo (PIP), ou de uma atribuição a tarifa fixa por ordem de chegada, ou através de um
beauty contest, sendo este particularmente relevante para tecnologias com externalidades
significativas (Figura 83).
87
Dependendo da tecnologia e escala, a atribuição de capacidade deve ser feita
através de um processo reactivo (PIP), a tarifa fixa ou beauty contest
2 Electricidade
Figura 83. Modelos de atribuição de capacidade
Modelos alternativos para atribuição de capacidade
Critério de
atribuição
Adequação
Processo reactivo
(Renováveis na Hora)
Atribuição
a tarifa fixa
Beauty Contest
Leilão
 Por pedido (PIP) para
uma tarifa (€/MWh)
predefinida sempre que
se cumpram todos os
requisitos mínimos a
definir pela DGEG
 Por ordem de chegada
para uma tarifa (€/MWh)
predefinida
 Se procura > oferta,
atribuição pro-rata ou
acordo entre promotores
(sem acordo -> leilão)
 Ranking num conjunto
de critérios
predefinidos (p.e.
impacto socio-económico,
impacto no sistema
elétrico, experiência da
entidade promotora)
 Pela tarifa (€/MWh) mais
baixa (e sempre inferior à
tarifa máxima indicada
e/ou em vigor)
 Modelo simples e sem
compromissos temporais,
definido para um máximo
de potência a atribuir
 Adequado para
atribuição de baixa
potência
descentralizada (menor
necessidade de controlo
sobre o processo)
 Modelo simples definido
para um máximo de
potência a atribuir
 Garante o acordo das
entidades promotoras
 Adequado para
tecnologias
estabelecidas
 Modelo transparente e
flexível pela possibilidade
de seleccionar os
projectos a licenciar e
definir, em cada
processo, os critérios a
valorizar e prioritizar
 Adequado para
projectos com
externalidades
significativas
 Modelo mais eficiente
para o sistema (menor
custo), embora limitado
na avaliação de
externalidades e do risco
 Adequado para
tecnologias onde se
verifique indiferença
entre projectos ( e sem
risco de não execução)
Micro-produção e
mini-produção
PIP: Pedido de Informação Prévia
Solar PV (pro-rata),
eólica e mini-hídrica
Resíduos, Biomassa,
Biogás e CSP
N.A.
56/3272/12 152
A escolha das tecnologias a promover deverá ter em conta não só as tarifas necessárias à
promoção das mesmas (devendo existir uma concertação com o Ministério do Ambiente para o
efeito) mas também factores económicos tais como o desenvolvimento industrial, criação de
clusters de inovação e criação de emprego directo e/ou indirecto.
88
6. Linhas de acção recomendadas
A revisão concertada do PNAEE e PNAER permitiu identificar desde logo um conjunto alargado de
acções a desenvolver no curto e médio, nomeadamente:

Desenvolver e operacionalizar as medidas revistas para PNAEE e PNAER

Actuar junto dos promotores para garantir a instalação prevista no PNBEPH e PRE no
horizonte até 2020

Suspender todos os novos licenciamentos da PRE (excepto micro e mini-geração) até nova
revisão das metas em 2014/15

Rever o modelo tarifário que rege o quadro tarifário de forma a torná-lo mais simples e
objectivo

Regulamentar aumento de quotas obrigatórias de Biodiesel (10% em volume) e Bioetanol
(5% em teor energético) e renegociar meta dos Transportes de 10,0% para 9,6%

Reforçar medidas de Eficiência Energética no sector público, assim como o seu papel
enquanto promotor do sector de empresas prestadoras de serviços energéticos (ESEs)

Desenvolver as variáveis macro necessárias com as entidades competentes para uma
monitorização eficaz do PNAEE (top-down)

Desenvolver um modelo de monitorização que integre o cumprimento do PNAEE e PNAER

Monitorizar os custos e benefícios específicos de cada medida de modo a formar uma
ordem de mérito a utilizar no futuro
Igualmente importante será uma maior concertação entre estes Planos e o Plano Nacional para as
Alterações Climáticas (PNAC), sendo necessário, no seguimento deste estudo, avaliar em maior
detalhe o impacto destas recomendações sobre as emissões de CO2.
As metas deverão ser monitorizadas anualmente, sendo 2014 um ano chave na definição da
estratégia para o segundo quinquénio (2015-2010). Por um lado, é um ano em que já permite
aferir sobre a curva de consumo de energia estimada, o nível de execução do PNBEPH e da carteira
PRE, o impacto das medidas revistas do PNAEE e o impacto das medidas e da renegociação da
meta nos Transportes; por outro, deixa tempo suficiente para identificar medidas adicionais de
eficiência energética (com custos associados), lançar novos processos de atribuição de potência
FER no sector eléctrico e regular a incorporação de Biocombustíveis de gerações avançadas.
A linha de acção futura a definir irá então depender do desvio verificado em 2014 de cada uma das
variáveis relevantes (sendo que a do consumo de energia primária e final será particularmente
relevante no cálculo das necessidades de incorporação FER):

Até 2014 deverá ser realizado um controlo anual implementando / reforçando medidas de
eficiência energética de investimento reduzido
89

Em 2015, dependendo dos valores verificados em 2014, poderá ser equacionada a entrada
de potência no parque electroprodutor para o cumprimento dos objectivos

As medidas de eficiência energética, enquanto economicamente viáveis, terão sempre
prioridade face a instalação de novos centros electroprodutores que explorem FER uma
vez que reduzem o custo para o sistema (e para o consumidor final)
A estratégia a definir para o período de 2015-20 depende do grau de
A estratégia a definir para o período de 2015-20 depende do grau de cumprimento dos objectivos
(in)cumprimento dos objectivos do PNAEE e PNAER
do PNAEE e PNAER, conforme ilustrado na Figura 83.
Figura 84. Matriz de análise
2014
Matrizde
decumprimento
análise de em
cumprimento
em 2014
Diferencial entre o valor expectável e o
valor real de incorporação de FER
Não cumprimento
PNAER
Não cumprimento
de pelo menos
um dos objectivos
de incorporação
FER
Não cumprimento
PNAER e PNAEE
1

Cumprimento
PNAER e PNAEE
Cumprimento de
todos os
objectivos de
incorporação FER
3
Diferencial entre o valor
real e o valor expectável
de consumo de energia
primária
Não cumprimento
PNAEE
2

Consumo de energia
primária <21,8Mtep
Consumo de energia
primária >21,8Mtep
1. Num cenário de não cumprimento do PNAER, dependendo do objectivo em incumprimento,
deverão ser consideradas as seguintes acções:
56/3272/12 159


Nos Transportes
‒
Reforçar a fiscalização e penalizações sobre as operadoras na incorporação de
2,5% de bioetanol (em teor energético) e 7% de biodiesel (em volume)
‒
Preparar a regulamentação para a incorporação adicional de biocombustíveis na
gasolina (5% em teor energético) e no gasóleo (10% em volume)
Nos Aquecimento e Arrefecimento
‒
Implementar/reforçar medidas sem investimento que promovam o aumento de
eficiência energética em sistemas de A&A de consumo intensivos de energia não
FER, nomeadamente através de um regime de manutenções obrigatório mais
exigente, e que promovam a introdução de combustíveis FER em A&A,
nomeadamente através de pellets
90
‒

Implementar/reforçar medidas de promoção de aquecimento eficiente em
sectores intensivos em energia não FER (indústria e serviços), nomeadamente
através de subsidiação de bombas de calor12 (COP>4)
Na Electricidade
‒
Implementar/reforçar medidas sem investimento que diminuam o consumo de
electricidade, nomeadamente a definição de requisitos mínimos mais exigentes
nos equipamentos e a tributação mais elevada de equipamentos ineficientes e
consequente reversão das verbas para a subsidiação de equipamentos eficientes
‒
Implementar/reforçar medidas com investimento que diminuam o consumo de
electricidade, em particular na economia produtiva (indústria e serviços)
‒
Promover a entrada de potência FER no parque electroprodutor em função do
diferencial adicional
2. Num cenário de não cumprimento do PNAEE, deverão ser consideradas as seguintes acções:

Implementar/reforçar medidas do PNAEE sem investimento, nomeadamente medidas
regulatórias

Estabelecer a ordem de mérito das medidas do PNAEE e implementar/reforçar medidas
do PNAEE com investimento de acordo com o mérito demonstrado

Promover a entrada de potência FER no parque electroprodutor em função do diferencial
adicional
3. Num cenário de não cumprimento de ambos os planos, deverão ser equacionadas medidas de
maior eficácia apesar do custo potencialmente mais elevado, nomeadamente:




Promoção de transportes com consumo eléctrico (veículos eléctricos e modo
ferroviário)
Subsidiação de equipamentos que reduzam o consumo e introduzam FER,
nomeadamente bombas de calor (sobretudo no sector industrial e de serviços)
Implementação/reforço de medidas de eficiência energética que reduzam o consumo
de energia eléctrica, ainda que com custo significativo, através de parcerias com
empresas do sector privado (partilha do risco financeiro)
Promoção da entrada de potência eléctrica no parque electroprodutor (simplificação
do modelo tarifário e clarificação do modelo de atribuição de capacidade)
12
Além de reduzir o consumo em ~75% (COP=4), toda a energia aerotérmica ou geotérmica capturada pelas
bombas de calor é considerada FER (directiva 2009/28/CE)
91
7. Lista de fontes de informação utilizadas

Estatísticas Rápidas das Renováveis / Balanços Energéticos, DGEG

Relatórios de execução do PNAEE, ADENE

Planos nacionais de acção para a Eficiência Energética e Energias Renováveis de Portugal,
Alemanha, Espanha, França, Holanda, Dinamarca e Inglaterra

Recommendations on measurement and verification methods in the framework of
Directive 2006/32/EC on Energy end-use efficiency and energy services, Comissão Europeia

G-20 clean energy, and energy efficiency deplyment and policy progress, IEA

25 Energy Efficiency policy recommendations, IEA

Síntese da avaliação dos 27 Planos Nacionais de Acção para a Eficiência Energética de
acordo com a Directiva 2006/32/EC, Comissão Europeia

Directiva 2006/32/CE, Comissão Europeia



Proposta de Directiva do Parlamento Europeu e do Conselho relativa à Eficiência
Energética (2011/0172 (COD))

EU Energy Trends to 2030, Comissão Europeia, 2009

Summary of country reports submitted to the energy efficiency working party, IEA, 2011

Advanced metering and consumer feedback to deliver energy savings, CE, 2010

Smart metering in the Netherlands – Revised financial analysis and policy advice, 2010

Technology road – Energy-efficient buildings: Heating and cooling equipment, IEA, 2011

Solar Thermal Electricity 2025, A.T. Kearney, 2010

Renewable: Plano novas energias ENE2020, 2010

Roteiro Nacional das Energias Renováveis: 2020, APREN

Plano Nacional de Barragens com Elevado Potencial Hidroeléctrico (PNBEPH)

Energy Efficiency Governance, IEA, 2010

Financing Renewable Energy in the European Energy Market, ECOFYS, 2011

Electricity Market Reform Analysis of policy options, RedPoint Energy, 2011
92

Regulatory Design for RES-E Support Mechanisms: Learning Curves, Market Structure, and
Burden-Sharing, MIT CEEPR, 2011

RES-Legal, informação legal online, Ministério Federal do Ambiente, Conservação da
Natureza e Segurança Nuclear (Alemanha)

Feed-In Systems in Germany and Spain and a comparison, Fraunhofer/Energy Economics
Group

Informação sobre produção em regime especial, ERSE, 2010

Análise de tecnologias e cenarização do seu impacto no sistema energético nacional,
E.Value, 2010

Levelized Cost of Energy analysis, Lazard, 2009

Technical and Economic Assessment of Off-Grid, Mini-Grid and Grid Electrification
Technologies, The World Bank Group, 2006

Informação de mercado do OMIE (Operador del Mercado Ibérico de Energía)

Renewable Energy: markets and prospects by technology, IEA, 2011

Multi-national Case Study of the Financial Cost of Wind Energy, IEA Wind, 2011

CSP: Global Outlook, Estela, 2010

Global market oulook for photovoltaics, EPIA, 2008

Estimativa instantânea do desempenho de sistemas solares fotovoltaicos para Portugal
Continental – Aguiar, R.; Castro, S.; Joyce, A., 2002

Evolución Tecnológica y prospectiva de costes de las energías renovables, IDAE, 2011

Avaliação dos custos e benefícios da electricidade de origem renovável, APREN, 2011

Estudo do Impacto Macroeconómico do Sector das Energias Renováveis em Portugal,
APREN/Deloitte, 2009

Energy, transport and environment indicators, Eurostat (2011 Edition)

Tecnology Roadmap, Biofuels for Transport, IEA, 2011

Energy Technology Perspectives, IEA, 2009 e 2010

Eurostat e Eurobserver statistics, 2009-2010

Modelling Load Shifting Using Electric Vehicles in a Smart Grid Environment, IEA, 2010

Electric Vehicles: Perspectives on a Growing Investment Theme, Citi, 2011
93
Anexos
a. Benchmarking de medidas de Eficiência Energética
Em Edifícios e Equipamentos, Portugal está em linha com a Europa, mas
poderia incluir requisitos de EE em produtos com impacto no consumo
Medidas de EE em Edifícios e Equipamentos
Tipologia das medidas
Renovação do parque de equipamentos





Remodelação habitacional






Promoção da construção de edifícios com consumo
energético quase nulo(1)




Introdução de certificados energéticos





Incentivo à utilização de energia renováveis (e.g.
micro-produção, solar térmico)





Realização de campanhas comunicação





Desenvolvimento de acordos voluntários com
entidades relevantes (e.g. construção)
Rotulagem generalizada de produtos com impacto no
consumo energético
Definição alargada de requisitos mínimos de EE em
produtos com impacto no consumo energético





(2)









Realização obrigatória de inspecções e manutenções





Formação em eficiência energética (construção civil)






(2)
Investimento público (monetário/fiscal)
Pouco significativo
(1) No âmbito da directiva 2010/31/EU
(2) A sua implementação encontra-se a decorrer
Muito significativo
56/3272/12 168
94
No Estado, Portugal está alinhado com as melhores práticas europeias
embora com menor nível de investimento público
Medidas de EE no Estado e Administração
Melhoria da eficiência energética do parque automóvel





Introdução da certificação energética nos edifícios
públicos





Incentivo à instalação de painéis solares e
fotovoltaicos





Redefinição das regras de compras públicas (Green
procurement)





Melhoria do parque de iluminação pública





(1)




Melhoria da eficiência de instalações de tratamento de
água





Renovação dos edifícios públicos










Criação de cursos de formação em EE
Campanhas de informação
(2)
Investimento público (monetário)
Pouco significativo
(1) Cursos de formação exclusivamente para funcionários públicos em Administração Central
(2) Incluídas na recente proposta de revisão (2011)
Fonte: DGEG; ADENE; Planos de eficiência energética dos países apresentados; Análise A.T. Kearney
Muito significativo
56/3272/12 169
A linha de acção na Indústria deve passar pelo reforço dos planos de
racionalização obrigatórios
Medidas de EE em Indústria
Realização obrigatória de auditorias energéticas





Apoio público no diagnóstico de ineficiências
energéticas (pela agência de energia)





Realização de campanhas de comunicação





Reforço de acordos voluntários/planos de
racionalização obrigatórios para o aumento da
eficiência energética na indústria





Pouco significativo
Muito significativo
56/3272/12 170
95
Nos Transportes Portugal está em linha com os seus pares à excepção da
limitação de veículos menos eficientes e desincentivo ao motor de combustão
Medidas de EE em Transportes
Desenvolvimento de planos de mobilidade urbana





Incentivo à transferência modal para transportes
públicos





Incentivo à condução eficiente







Renovação do parque rodoviário




Realização de acções de formação e divulgação




Aplicação de uma taxa extra sobre o consumo de
motores de combustão





Promoção do modo ferroviário





(1)





Rotulagem de carros e pneus de acordo com o nível
de eficiência energética
Criação de um programa de mobilidade eléctrica




Promoção dos modos suaves





Definição de requisitos mínimos mais exigentes na
performance energética dos veículos





Pouco significativo
Muito significativo
(1) Em implementação
56/3272/12 171
O potencial de eficiência no sector da Agricultura e Pesca ainda se encontra
por explorar no âmbito do PNAEE
Medidas de EE em Agricultura e Pesca
Auditorias energéticas e planos de actuação no sector
da agricultura e da pesca





Promoção e formação em técnicas de melhoria de





Incentivo à melhoria de eficiência energética dos
sistemas de rega





Renovação da frota de tractores





Criação de um fundo de eficiência energética





Internalização do custo de CO2 do sector





Desenvolvimento de programas de inovação





Pouco significativo
Nota: Apesar de não constarem no PNAEE, algumas áreas foram abordadas pelo Ministério de Agricultura e Pescas
Muito significativo
56/3272/12 172
96
Portugal ainda não incorporou no PNAEE o potencial completo da cogeração
Medidas de EE em Transformação de Energia
Realização de planos nacionais de aquecimento e
arrefecimento
(1)




Realização de auditorias energéticas em cogerações





Subsídios à instalação a centrais de cogeração em
actividades não industriais





Incentivos a centrais de cogeração de pequena
potência





Incentivos a centrais de cogeração em actividades
industriais
(2)




N/A
Pouco significativo
(1) Embora não tenha sido realizado um estudo no formato redigido na proposta de directiva 2011/0172, foi elaborado um estudo de
exploração do potencial da cogeração
(2) Embora não tenha sido incluído no PNAEE, a cogeração foi incentivada
Fonte: DGEG; Planos de eficiência energética dos países apresentados; Análise A.T. Kearney
Muito significativo
56/3272/12 173
Portugal seguiu práticas transversais alinhadas com os seus pares, embora
não tenha operacionalizado o fundo de financiamento (mas cativou verba)
Medidas de EE transversais
Reforma fiscal (incentivos à eficiência energética)





Criação de acordos voluntários para a racionalização
do consumo





Incentivo à investigação e inovação





Campanhas de comunicação





Dinamização do mercado de empresas de serviços
energéticos





Desenvolvimento dos “Certificados de performance
energética”
(1)




Criação de um fundo de apoio à eficiência energética
(2)




(1) A sua implementação está em curso
(2) O fundo de eficiência energética foi criado (com verba cativada) embora ainda não tenha sido operacionalizado; o QREN tem
disponibilizado verbas para determinadas medidas
Pouco significativo
Muito significativo
56/3272/12 174
97
b. Fichas de seguimento das medidas de eficiência energética
T1M1 - Revitalização do abate de veículos em fim de vida
Descrição da medida
Estado actual
Revitalização do abate de veículos em fim de vida
Terminada
Metodologia de seguimento (bottom-up)
Variáveis (V) e pressupostos (P) da metodologia de cálculo
Principais resultados
Nome
Unidade
V
Veículos em Fim de Vida, ligeiros de passageiros e mistos, abatidos
anualmente [com idade entre 10-15 anos]
N1
Un.
V
Veículos em Fim de Vida, ligeiros de passageiros e mistos, abatidos
anualmente [com + de 15 anos]
N2
Un.
V
Factor médio de emissões CO2 (teste) dos veículos ligeiros de passageiros e
mistos matriculados em Portugal em substituição de Veículos em Fim de
Vida abatidos anualmente [com idade entre 10-15 anos]
E1
gCO2/vkm
V
Factor médio de emissões CO2 (teste) dos veículos ligeiros de passageiros e
mistos matriculados em Portugal em substituição de Veículos em Fim de
Vida abatidos anualmente [com + de 15 anos]
E2
gCO2/vkm
V
% dos VFV com propulsão a gasóleo
%
V
% dos VFV com propulsão a gasolina
%
V
Quilometragem média anual dos Veículos
D
vkm/veic/ano
V
Factor de conversão médio de gramas de CO2 em tep
Ce
KgCO2/tep
P
Factor médio de emissões CO2 dos veículos abatidos com idade
compreendida entre 10 e 15 anos
Eref1
gCO2/vkm
P
Factor médio de emissões CO2 dos veículos abatidos com idade >15 anos
Eref2
gCO2/vkm
Final
Primária
Energia poupada
(tep)
51.723
51.723
Custo-benefício
(€/tep)
2.631
2.631
51.723
51.723
Meta a 2016
(tep)
100%
Execução face a 2016
Meta a 2020
(tep)
51.723
Fórmula de cálculo
N1*D*(Eref1-E1)/Ce/1000+N2*D*(Eref2-E2)/Ce/1000
Nota: A poupança verificada provém da substituição dos carros abatidos por carros mais eficientes
51.723
100%
Indicadores top-down
N.A.
56/3272/12 189
98
T1M2 - Tributação Verde
Estado actual
Tributação Verde - Revisão do regime de tributação de veículos particulares
A decorrer
Nome
Unidade
V
Parque automóvel veículos ligeiros
P
Un.
V
Nº de veículos novos ligeiros de passageiros e mistos matriculados com
propulsão a gasóleo
---
Un.
V
propulsão a gasolina
---
Un.
V
Factor médio de emissões CO2 dos veículos novos com propulsão a gasóleo
---
gCO2/vkm
V
Factor médio de emissões CO2 dos veículos novos com propulsão a
gasolina
---
gCO2/vkm
V
Km anuais percorridos por veículos
D
km
V
Consumo específico médio do parque automóvel
Cem
gep/vkm
P
Factor médio de emissões CO2 do parque automóvel em 2007 (valor
estimado para o parque de 2007 com uma idade média de 9 anos)
Eref
gCO2/vkm
P
Proporção de energia gasta entre gasóleo e gasolina em 2007
---
Adimensional
P
Factor de conversão médio de gramas de CO 2 em energia
Fc
KgCO2/tep
P
% do impacto devido ao imposto
%I
%
Final
Primária
Energia poupada
(tep)
5.599
5.599
Custo-benefício
(€/tep)
0
0
15.000
15.000
Meta a 2016
(tep)
37%
Meta a 2020
(tep)
25.000
25.000
22%
(Eref/Fc*1000-Cem)*D*Km*1e-6*%I
P8/A1/M5
56/3272/12 190
T1M3 - Pneu Verde: Pneus Eficientes
Estado actual
Pneu Verde: Pneus Eficientes
A decorrer
Nome
Unidade
V
Parque automóvel
PA
Un.
V
Penetração de pneus de baixo consumo no parque automóvel
BC
%
P
Consumo médio de um veículo com pneus normais num ano
Cmn
tep/veíc/ano
P
Consumo médio de um veículo com pneus de baixo consumo num ano
(assume uma redução de 1,5%)
Cmbc
tep/veíc/ano
Final
Primária
Energia poupada
(tep)
2.577
2.577
Custo-benefício
(€/tep)
0
0
10.000
10.000
Meta a 2016
(tep)
26%
Meta a 2020
(tep)
20.000
No ano t: (BC_ano_t-BC_ano_(t-1))*PA*(Cmn-Cmbc)
20.000
13%
P8/A1/M5
Nota: Apenas são conseguidas poupanças quando a % de pneus de baixo consumo no parque automóvel aumenta (apenas neste caso existe um
aumento de eficiência); em determinado ano poderão existir poupanças negativas
56/3272/12 191
99
T1M6 - Novos veículos mais "conscientes" para a poupança de combustível
Estado actual
Novos veículos mais "conscientes" para a poupança de combustível
A decorrer
Nome
Unidade
V
Factor médio emissões CO2 de veículos novos c/ propulsão gasóleo (ligeiros)
E1
gCO2/vkm
V
Factor médio emissões CO2 de veículos novos c/ propulsão gasolina (ligeiros)
E2
gCO2/vkm
V
Nº de veículos a gasóleo c/equipamentos indutores de EE (ligeiros)
N1
Un
V
Nº de veículos a gasolina com equipamentos indutores de EE (ligeiros)
N2
Un
V
Nº de km percorridos anualmente (sem equipamentos, ligeiros)
D
Km
V
% da Frota de veículos pesados de mercadorias e passageiros equipada com
o sistema de gestão de frotas
PF
%
V
Nº de Km percorridos anualmente pelos veículos pesados
D3
Km
V
Nº de veículos pesados existentes no parque
N3
Un
V
Consumo específico médio (veículos pesados)
Cem
gep/vkm
P
Economia gerada devido à instalação destes equipamentos
Eco
%
P
Factor de conversão de gramas de CO2 em energia (gasolina)
F2
KgCO2/tep
P
Factor de conversão de gramas de CO2 em energia (gasóleo)
F1
KgCO2/tep
P
Base de incidência
BI
%
P
Economia gerada pelo sistema de gestão de frotas (veículos pesados)
Eco2
%
Final
Primária
Energia poupada
(tep)
1.084
1.084
Custo-benefício
(€/tep)
0
0
8.000
8.000
Meta a 2016
(tep)
14%
Meta a 2020
(tep)
13.000
13.000
8%
No ano t: ((E1/F1/1000*N1*D*Eco+E2*F2/1000*N2*Eco)*BI + (PF_ano_tPF_ano_(t-1))*N3*D3*Cem*Eco2
P8/A1/P9/A2/M5/M6
Nota: Os equipamentos induzem uma redução de 3% no nº de km efectuados anualmente em 50% dos veículos em que são vendidos
56/3272/12 192
T1M7 - Mobi.E
Estado actual
Mobi.E
A decorrer
V
V
V
Parque automóvel veículos ligeiros
propulsão a gasóleo
propulsão a gasolina
Nome
Unidade
---
Un.
---
Un.
---
Un.
V
Factor médio emissões CO2 de veículos novos com propulsão a gasóleo
---
gCO2/vkm
V
Factor médio emissões CO2 de veículos novos com propulsão a gasolina
---
gCO2/vkm
V
Vendas de Veículos Eléctricos
V
Consumo específico veículo eléctrico
V
Km anuais percorridos por veículos eléctricos
V
Consumo específico médio do parque automóvel
P
P
N
Un.
Ceve
kWh/vkm
D
km
Cem
gep/vkm
Factor de conversão de energia eléctrica para energia final
Fce
tep/GWh
Factor de conversão de energia eléctrica para energia primária
Fce2
tep/GWh
P
Factor médio de emissões de CO2 do parque automóvel em 2007
Eref1
gCO2/vkm
P
Proporção de energia gasta entre gasóleo e gasolina em 2007
---
Adimensional
P
Factor de conversão médio de gramas de CO 2 em energia
---
KgCO2/tep
Energia final = N*D*(Cem*1e-6-Ceve*Fce*1e-6)
Energia primária = N*D*(Cem*1e-6*Fc-Ceve*Fce2*1e-6)
Final
Primária
Energia poupada
(tep)
7
6
Custo-benefício
(€/tep)
0
0
2.000
1.500
Meta a 2016
(tep)
~0%
Meta a 2020
(tep)
12.500
10.000
~0%
P8/A1/M5
Nota: A poupança provém do facto de que estão a ser comprados carros mais eficientes que o parque automóvel em cada ano. O consumo específico
médio do parque automóvel é calculado tendo por base um valor de referência em 2007 e a renovação anual do parque automóvel a partir desse ano
56/3272/12 193
100
T2M1 - Promoção da mobilidade sustentável e da adopção de boas práticas
Estado actual
Promoção da mobilidade sustentável e da adopção de boas práticas
A decorrer
Nome
Unidade
pkm
pkm
V
Passageiros transportados em modos motorizados no AMP/AML
V
Quota de repartição modal dos passageiros transportados no modo de
transporte i
Qi
% - pkm/pkm
V
Consumo específico médio do modo de transporte i
Cei
gep/pkm
Final
Primária
Energia poupada
(tep)
16.301
16.301
Custo-benefício
(€/tep)
0
0
90.000
90.000
Meta a 2016
(tep)
18%
Meta a 2020
(tep)
120.000
14%
120.000
No ano t e sendo i o indice do modo de transporte:
(Σ(Qi_(t-1)-Qi_t)*Cei)*pkm*1e-6
P12
Nota: O consumo dos motociclos é 15% do consumo de um automóvel (valor sugerido pela CE); O modo ferroviário, rodoviário pesado e fluvial tem
capacidade para absorver a procura transferida sem aumentar a frota, ou seja, o consumo nestes modos mantém-se constante
56/3272/12 194
T2M3-1 - Utilização de transportes energeticamente eficientes: Mini-bus
Estado actual
Utilização de transportes energeticamente mais eficientes: Mini-bus
Terminada
Nome
Unidade
V
Novos veículos mini-bus
N
Un.
V
Número de km percorridos anualmente
D
Km
P
Economia de um mini-bus face a um autocarro em horas de vazio
Ce
l/100km
P
Densidade do gasóleo
den
Kg/dm3
P
Conversão de toneladas de gasóleo para tep
Fc
tep/ton
Final
Primária
Energia poupada
(tep)
131
131
Custo-benefício
(€/tep)
0
0
131
131
Meta a 2016
(tep)
100%
Meta a 2020
(tep)
N*D*Ce/100*den/1000*Fc
Nota: Assume-se que os mini-bus vão substituir autocarros com uma poupança de 20l/100km
131
131
100%
N.A.
56/3272/12 195
101
T2M3-2 - Utilização de transportes energeticamente eficientes: Táxi colectivo e
táxi eléctrico
Estado actual
Utilização de transportes energeticamente mais eficientes: Táxi colectivo e
táxi eléctrico
A implementar
Nome
Unidade
V
Nº de táxis convencionais substituídos pelo veículo eléctrico
N1
--
V
Número de km percorridos anualmente
D1
Km
V
Consumo específico médio veículo eléctrico
Ceve
kWh/km
V
Nº de táxis eléctricos colectivos
N2
Un.
V
Taxa de ocupação táxi colectivo
Tc
p/veíc
V
Taxa de ocupação veículo convencional
Tv
p/veíc
V
Consumo específico médio de um automóvel
Cem
gep/pkm
V
Número de km médio percorridos anualmente
P
Consumo específico médio (gasóleo)
P
P
P
P
D2
km
Ceref
l/100km
Densidade do gasóleo
den
Kg/dm3
Conversão de toneladas de gasóleo para tep
Fc
tep/ton
Fce
tep/GWh
Fce2
tep/GWh
Final
Primária
Energia poupada
(tep)
-
-
Custo-benefício
(€/tep)
-
-
10.000
9.000
Meta a 2016
(tep)
-
Meta a 2020
(tep)
15.000
13.000
-
P12
N1*D1*(Ceref*1e-6-Ceve*Fce*1e-6) + N2*D2*Tv*(Cem*1e-6-Cetc/Tc*1e-6)
Nota: Poupanças por 2 vertentes: passageiros capturados ao transporte privado e táxis convencionais que sejam substituídos por carros eléctricos após
validação do modelo de negócio
56/3272/12 196
T2M3-3 - Utilização de transportes energeticamente eficientes: Modos suaves
Estado actual
Utilização de transportes energeticamente mais eficientes: Modos suaves
A implementar
Nome
Unidade
V
Número de bicicletas novas a circular por ano
N
Un.
V
Distância percorrida por automóvel
D
Km
V
Taxa de ocupação média do parque automóvel
V
Consumo específico médio de um automóvel
Tp
p/veíc
Cem
gep/pkm
Final
Primária
Energia poupada
(tep)
-
-
Custo-benefício
(€/tep)
-
-
7.000
7.000
Meta a 2016
(tep)
-
Meta a 2020
(tep)
10.000
N*D*Cem*1e-6
10.000
-
P12
Nota: Assume-se que as pessoas que circulam de bicicleta antes circulavam de carro com uma mobilidade reduzida (5000km)
56/3272/12 197
102
T3M3 - Reestruturação da oferta CP
Estado actual
Reestruturação da oferta CP
A decorrer
Nome
Unidade
pkm
pkm
V
Passageiros transportados em modos motorizados nos eixos em questão
V
transporte i
Qi
% - pkm/pkm
V
Consumo específico médio do modo de transporte i
Cei
gep/pkm
V
Passageiros transportados em modos motorizados no AMP/AML
pkm
pkm
V
transporte i
Qi
% - pkm/pkm
Final
Primária
Energia poupada
(tep)
-
-
Custo-benefício
(€/tep)
-
-
70.000
70.000
Meta a 2016
(tep)
-
Meta a 2020
(tep)
100.000
-
100.000
No ano t e sendo i o indice do modo de transporte:
(Σ(Qi_(t-1)-Qi_t)*Cei)*pkm*1e-6
P12
Nota: xx
56/3272/12 198
T3M4 - Regulamento de Gestão dos consumos de Energia nos transportes
Estado actual
Regulamento de Gestão dos consumos de Energia nos transportes
A decorrer
Nome
Unidade
V
Toneladas-km transportadas pelas empresas abrangidas pelos planos
tkm
ton.km
V
Consumo específico médio da frota abrangida pelos planos
Ce
gep/(ton.km)
Final
Primária
Energia poupada
(tep)
2885
2885
Custo-benefício
(€/tep)
-
-
8500
8500
Meta a 2016
(tep)
-
Meta a 2020
(tep)
12000
No ano t: (Ce_(t-1)-Ce_t)*tkm*1e-6
Nota: O racional da fórmula de cálculo assenta no indicador da Comissão Europeia (P9)
12000
-
P13
56/3272/12 199
103
T3M5 - Carga Verde
Estado actual
Carga Verde
Em estudo
Nome
Unidade
V
Total de toneladas-km transportadas nos eixos onde os portos secos foram
instalados
tkm
ton.km
V
Quota de repartição modal das mercadorias transportadas por comboio
Q1
%
V
Quota de repartição modal das mercadorias transportadas por veículos
rodoviários
Q2
%
V
Consumo específico médio do modo ferroviário
Ce1
gep/(ton.km)
V
Consumo específico médio dos veículos rodoviários
Ce2
gep/(ton.km)
P
---
tep/GWh
P
---
tep/GWh
Final
Primária
Energia poupada
(tep)
-
-
Custo-benefício
(€/tep)
-
-
Meta a 2016
(tep)
-
-
-
Meta a 2020
(tep)
No ano t: (Q1_(t-1)-Q1_t)*tkm*Ce1 + (Q2_(t-1)-Q2_t)*tkm*Ce2
Nota: O racional da fórmula de cálculo assenta no indicador da Comissão Europeia (P13)
-
-
-
P13
56/3272/12 200
104
R&S4M1 – Substituição do parque de equipamentos ineficientes
Estado actual
Promoção de equipamentos mais eficientes
A decorrer
Nome
Unidade
V
Parque de equipamentos
P
Un.
V
Consumo total
E
tep
V
Consumo específico
---
tep/un
P
---
tep/GWh
P
---
tep/GWh
Final
Primária
Energia poupada
(tep)
28.649
44.972
Custo-benefício
(€/tep)
-
-
95.000
150.000
Meta a 2016
(tep)
30%
Meta a 2020
(tep)
140.000
20%
225.000
No ano t: (E_(t-1)/P_(t-1)-E_t/P_t)*P_t
P4/M2
Nota: O racional da metodologia de cálculo assenta no indicador P4 da Comissão Europeia
56/3272/12 201
R&S4M3 – Iluminação eficiente
Estado actual
Promoção de lâmpadas mais eficientes
A decorrer
Nome
Unidade
V
Nº lampadas adquiridas de forma voluntária
N1
Un.
V
Nº lampadas distribuidas via incentivo (MEI/PPEC)
N2
Un.
V
Potência média do parque de lâmpadas
V
Potência média das lâmpadas economizadoras
V
Nº de horas de funcionamento do parque de iluminação
V
Unitary final energy savings
P
Factor de correcção que tem em conta que parte das lâmpadas vendidas
não substitui existentes
P
P
P_stock
W
P_promoted
W
nh
h
UFES
kWh/un
Frep
Adimensional
Fce
tep/GWh
Fce2
tep/GWh
Final
Primária
Energia poupada
(tep)
25.852
40.582
Custo-benefício
(€/tep)
-
-
80.000
125.000
Meta a 2016
(tep)
32%
Meta a 2020
(tep)
110.000
(P_stock-P_promoted)*nh*Frep/1000*(N1+N2)*Fce
Nota: Metodologia harmonizada da Comissão Europeia.
As poupanças provêm da potência média do parque (que tende a melhorar) face às lâmpadas economizadoras
170.000
24%
P5/M2
56/3272/12 202
105
R&S4M4 - Desincentivo à aquisição de novos equipamentos ineficientes
Estado actual
Desincentivo à aquisição de novos equipamentos ineficientes
A implementar
Final
Primária
Energia poupada
(tep)
-
-
Custo-benefício
(€/tep)
-
-
-200
2000
Meta a 2016
(tep)
Impacto monitorizado pelo indicador top-down respectivo
-
Meta a 2020
(tep)
-500
-
5000
N.A.
P1/M2/M1
56/3272/12 203
R&S4M5 - Medidas de remodelação - Janela Eficiente
Estado actual
Medidas de remodelação - Janela Eficiente
A decorrer
Nome
Unidade
V
Coeficiente de transmissão térmica das janelas substituídas
U_initial
W/m2/K
V
Coeficiente de transmissão térmica das janelas eficientes
U_new
W/m2/K
V
Nº de graus-dia de aquecimento/arrefecimento
HDD
K*dias/ano
V
UFES
kWh/m2
V
Área de janelas com vidro duplo ou triplo instaladas
A
m2
V
% do aquecimento/arrefecimento feito por fontes eléctricas
---
%
V
% do aquecimento/arrefecimento feito por fontes fósseis
---
%
P
Coeficiente "a": Factor de correcção dependendo na zona climática do
edíficio. a=1 se não existirem dados nacionais para o cálculo
a
Adimensional
P
Coeficiente "b": Factor de correcção dependendo da eficiência média do
sistema de aquecimento
b
Adimensional
P
Coeficiente "c": Coeficiente de intermitência dependendo da continuidade
operacional do sistema de aquecimento. c=0.5 se não existirem dados
nacionais para o cálculo
c
Adimensional
P
Fce
tep/GWh
P
---
tep/GWh
(U_initial-U_new)*HDD*24h*a*c/b/1000*A*Fce/1e6
Final
Primária
Energia poupada
(tep)
292
319
Custo-benefício
(€/tep)
-
-
900
1000
Meta a 2016
(tep)
32%
Meta a 2020
(tep)
1.300
1.400
23%
P1/P2/M1/M2
Nota: Metodologia harmonizada da Comissão Europeia. As poupanças provêm da diminuição das necessidades térmicas
56/3272/12 204
106
R&S4M6 - Medidas de remodelação - Isolamento Eficiente
Estado actual
Medidas de remodelação - Isolamento Eficiente
A decorrer
Nome
Unidade
V
Coeficiente de transmissão térmica do isolamento substituído
U_initial
W/m2/K
V
Coeficiente de transmissão térmica de isolamento eficiente
U_new
W/m2/K
V
Nº de graus-dia de aquecimento/arrefecimento
HDD
K*dias/ano
V
UFES
kWh/m2
V
Área de isolamento térmico aplicado em edifícios
A
m2
V
% do aquecimento/arrefecimento feito por fontes eléctricas
---
%
P
Coeficiente "a": Factor de correcção dependendo na zona climática do
edíficio. a=1 se não existirem dados nacionais para o cálculo
a
Adimensional
P
Coeficiente "b": Factor de correcção dependendo da eficiência média do
sistema de aquecimento
b
Adimensional
P
Coeficiente "c": Coeficiente de intermitência dependendo da continuidade
operacional do sistema de aquecimento. c=0.5 se não existirem dados
nacionais para o cálculo
c
Adimensional
P
Fce
tep/GWh
P
---
tep/GWh
Final
Primária
Energia poupada
(tep)
770
840
Custo-benefício
(€/tep)
-
-
2.300
2.500
Meta a 2016
(tep)
34
Meta a 2020
(tep)
3.300
3.600
23
(U_initial-U_new)*HDD*24h*a*c/b/1000*A*Fce/1e6
P1/P2/M1/M2
Nota: Metodologia harmonizada da Comissão Europeia. As poupanças provêm da diminuição das necessidades térmicas
56/3272/12
1
R&S4M7 - Medidas de remodelação - Calor Verde
Estado actual
Medidas de remodelação - Calor Verde
A decorrer
V
Nº de recuperadores de calor vendidos
V
% de recuperadores de calor instalados que substituem lareiras
P
Consumo doméstico de um recuperador de calor
P
% de redução do consumo por instalação de um recuperador de calor
Nome
Unidade
N
Un.
%Subs
Un.
Ce
tep/fogo
%red
%
Final
Primária
Energia poupada
(tep)
13.886
13.886
Custo-benefício
(€/tep)
-
-
42.000
42.000
Meta a 2016
(tep)
33%
Meta a 2020
(tep)
60.000
N*%Subs*Ce*%red
60.000
23%
P1/M1
Nota: As poupanças provêm da substituição de lareiras por recuperadores de calor, reduzindo o seu consumo em 75%
56/3272/12 206
107
R&S4M8 - Substituição de equipamentos de escritório
Estado actual
Substituição de equipamentos de escritório: desktops por laptops,
Multifunções e Fotocopiadoras
A decorrer
V
Vendas de equipamento de elevada eficiência dentro do canal profissional
V
Consumo específico médio anual do parque de PC's
V
Consumo específico médio anual do PC's promovidos
V
P
P
Nome
Unidade
V
Un.
AEC_aver
age
AEC_pro
moted
kWh/un
kWh/un
UFES
kWh/un
Fce
tep/GWh
---
tep/GWh
Final
Primária
Energia poupada
(tep)
-
-
Custo-benefício
(€/tep)
-
-
Meta a 2016
(tep)
-
-
-
Meta a 2020
(tep)
-
-
-
(AEC_average-AEC_promoted)*V/1e6*Fce
P7/M4
As poupanças provêm da substituição de PC's com um consumo específico médio por PC's mais eficientes
56/3272/12 207
R&S5M1 - Edifícios Residenciais
Estado actual
Edifícios Residenciais
A decorrer
Nome
Final
Primária
Energia poupada
(tep)
57.473
70.572
Custo-benefício
(€/tep)
-
-
160.000
200.000
Unidade
V
Numero de fogos residenciais com DCR + Numero de fogos residenciais
com CE com ano de construção compreendido entre inicio de 2007 e final do
presente ano
---
Fogos
P
% da energia final poupada que vem de electricidade
---
%
Meta a 2016
(tep)
35%
Meta a 2020
(tep)
230.000
N.A.
Nota: Impacto determinado pelo sistema de Business Intelligence da ADENE
280.000
25%
P1/P2/P3/M1/M2
56/3272/12 208
108
R&S5M2 - Edifícios de Serviços
Estado actual
Edifícios de Serviços
A decorrer
Nome
Unidade
V
Fogos de serviços com DCR emitida
---
Fogos
V
Area de fogos de serviços com DCR emitida
---
m2
P
---
%
Final
Primária
Energia poupada
(tep)
23.697
29.098
Custo-benefício
(€/tep)
-
-
100.000
120.000
Meta a 2016
(tep)
24%
Meta a 2020
(tep)
150.000
16%
180.000
N.A.
P6/P7/M3/M4
Nota: Confirmar que os impactos são calculados de acordo com o documento "Recommendations on measurement and verification methods". Estes
impactos devem ser corrigidos com o número de graus.dia; O impacto é estimado pelo Business intelligence da ADENE
56/3272/12 209
R&S6M2-R - Solar Térmico - Residencial
Estado actual
Solar Térmico - Residencial
A decorrer
V
Área instalada por ano
V
Produção térmica
V
P
Rendimento do parque de esquentadores
Nome
Unidade
A
m2
USAVE
tep/m2
UFES
tep/m2
η
%
Final
Primária
Energia poupada
(tep)
18.105
18.105
Custo-benefício
(€/tep)
-
-
55.000
55.000
Meta a 2016
(tep)
33%
Meta a 2020
(tep)
75.000
USAVE/η*A
As poupanças provêm da substituição aquecedores térmicos com uma determinada eficiência por painéis solares
75.000
24%
P3/M1
56/3272/12 210
109
R&S6M2-S - Solar Térmico - Serviços
Estado actual
Solar Térmico - Serviços
A decorrer
V
Área instalada por ano
V
Produção térmica
V
P
Nome
Unidade
A
m2
USAVE
tep/m2
UFES
tep/m2
η
%
Final
Primária
Energia poupada
(tep)
5.036
5.036
Custo-benefício
(€/tep)
-
-
15.000
15.000
Meta a 2016
(tep)
34%
Meta a 2020
(tep)
22.000
23%
22.000
USAVE/η*A
P6/M3
56/3272/12 211
I7M1 - SGCIE - Medidas Transversais
Estado actual
SGCIE - Medidas Transversais
A decorrer
Nome
Unidade
V
Economias de Energia em Motores Eléctricos (energia final)
---
tep
V
-- Das quais: Electricidade
---
tep
V
Economias de Energia na Produção de Calor e Frio (energia final)
---
tep
V
---
tep
V
Economias de Energia na Iluminação (energia final)
---
tep
V
---
tep
V
Economias de Energia na Eficiência do Processo Industrial e Outros
(Energia final)
---
tep
V
---
tep
Final
Primária
Energia poupada
(tep)
16.093
18.010
Custo-benefício
(€/tep)
-
-
60.000
95.000
Meta a 2016
(tep)
19%
Meta a 2020
(tep)
125.000
N.A.
195.000
9%
P14/M8
56/3272/12 212
110
I7M2 - SGCIE - Medidas Especificas
Estado actual
SGCIE - Medidas Especificas
A decorrer
V
Economias de energia final
Nome
Unidade
---
tep
V
Alimentação, bebidas e tabaco
---
tep
V
Têxtil
---
tep
V
Pasta e Papel
---
tep
V
Químicos, plásticos e borracha
---
tep
V
Cerâmica
---
tep
V
Metalurgia e fundição
---
tep
V
Vidro
---
tep
V
Cimento
---
tep
V
Vestuário, calçado e curtumes
---
tep
V
Siderurgia
---
tep
V
Madeira e artigos de madeira
---
tep
V
Metalo-electro-mecânica
---
tep
Fce
tep/GWh
---
tep/GWh
P
P
Final
Primária
Energia poupada
(tep)
3.693
3.693
Custo-benefício
(€/tep)
-
-
19.000
19.000
Meta a 2016
(tep)
19%
Meta a 2020
(tep)
36.000
36.000
10%
N.A.
P14/M8
56/3272/12 213
I7M3 – Outros sectores
Estado actual
Outros sectores
A decorrer
V
Economia noutros sectores de actividade (c/s SGCIE).
Inclui SGCIE e Cogeração
Nome
Unidade
---
tep
Final
Primária
Energia poupada
(tep)
22.800
22.800
Custo-benefício
(€/tep)
-
-
70.000
70.000
Meta a 2016
(tep)
33%
Meta a 2020
(tep)
100.000
N.A.
100.000
23%
P14/M8
56/3272/12 214
111
I7M4 - Medidas retroactivas
Estado actual
Medidas retroactivas
Terminada
V
Economias de energia geradas no âmbito do RGCE com impacto durante o
periodo de aplicação do PNAEE (2015)
Nome
Unidade
---
tep
Final
Primária
Energia poupada
(tep)
135.309
135.309
Custo-benefício
(€/tep)
-
-
135.309
135.309
Meta a 2016
(tep)
100%
Meta a 2020
(tep)
135.309
100%
135.309
N.A.
N.A.
56/3272/12 215
E8M1 - Eficiência Energética nos edifícios do estado
Estado actual
Eficiência Energética nos edifícios do estado
A decorrer
Nome
Unidade
V
Edifícios com melhoria da classificação energética
---
Edificios
V
Área de edificios
---
P
---
m2
%
P
---
tep/GWh
P
---
tep/GWh
Final
Primária
Energia poupada
(tep)
4.769
5.855
Custo-benefício
(€/tep)
-
-
25.000
35.000
Meta a 2016
(tep)
17%
Meta a 2020
(tep)
60.000
N.A.
85.000
7%
P6/P7/M3/M4
Nota: Confirmar que os impactos são calculados de acordo com o documento "Recommendations on measurement and verification methods". Estes
impactos devem ser corrigidos com o número de graus.dia; Confirmar que não existe dupla contagem com a media E8M2
56/3272/12 216
112
E8M2 - Solar térmico no Estado
Estado actual
Solar térmico no Estado
A decorrer
V
Área total instalada em piscinas,balneários e recintos desportivos para AQS
V
Produção térmica
V
P
Nome
Unidade
A
m2
USAVE
tep/m2
UFES
tep/m2
η
%
Final
Primária
Energia poupada
(tep)
1.112
1.112
Custo-benefício
(€/tep)
-
-
3.500
3.500
Meta a 2016
(tep)
32%
Meta a 2020
(tep)
4.800
23%
4.800
USAVE/η*A
P6/M3
56/3272/12 217
E8M5 - Cogeração Social
Estado actual
Cogeração Social
A implementar
Nome
Unidade
V
Nº de cogerações
N
Un
V
Energia final gasta anualmente em média para produção de calor antes da
substituição pelo calor proveniente das cogerações
E
tep
V
-- Da qual: Electricidade
---
tep
P
---
tep/GWh
P
---
tep/GWh
Final
Primária
Energia poupada
(tep)
-
-
Custo-benefício
(€/tep)
-
-
10.000
10.000
Meta a 2016
(tep)
-
Meta a 2020
(tep)
30.000
N*E
30.000
-
P6/M3
56/3272/12 218
113
E8M6 - Transportes mais eficientes no Estado
Estado actual
Transportes mais eficientes no Estado
A decorrer
Nome
Unidade
V
Nº de veículos novos ligeiros com propulsão a gasóleo
N1
Veíc.
V
Nº de veículos novos ligeiros com propulsão a gasolina
N2
Veíc.
V
Factor médio de emissões de CO2 dos veículos novos com propulsão a
gasóleo
E1
gCO2/vkm
V
Factor médio de emissões de CO2 dos veículos novos com propulsão a
gasolina
E2
gCO2/vkm
V
Nº de km percorridos
D
km
P
Factor médio de emissões de CO2 dos veículos substituídos
Eref
gCO2/vkm
P
Factor de conversão de gramas de CO2 em energia (gasolina)
Fce2
KgCO2/tep
P
Factor de conversão de gramas de CO2 em energia (gasóleo)
Fce1
KgCO2/tep
Final
Primária
Energia poupada
(tep)
163
163
Custo-benefício
(€/tep)
-
-
500
500
Meta a 2016
(tep)
33%
Meta a 2020
(tep)
700
23%
N1*D*(Eref-E1)/Fce1/1000+N2*D*(Eref-E2)/Fce2/1000
700
P8/A1/M5
Nota: A poupança verificada provém da substituição dos carros abatidos por carros mais eficientes
56/3272/12 219
E8M7 - Green Procurement
Estado actual
Green Procurement
A decorrer
Final
Primária
Energia poupada
(tep)
-
-
Custo-benefício
(€/tep)
-
-
Meta a 2016
(tep)
-
-
-
Meta a 2020
(tep)
N.A.
-
-
-
P6/P7/M3/M4
56/3272/12 220
114
E8M8 - Iluminação pública eficiente - Reguladores de Fluxo
Estado actual
Iluminação pública eficiente - Reguladores de Fluxo
A decorrer
Nome
Unidade
V
Nº de reguladores de fluxo instalados na iluminação pública
N
Un.
P
Economia específica
Ce
tep/un
P
---
tep/GWh
P
---
tep/GWh
Final
Primária
Energia poupada
(tep)
118
184
Custo-benefício
(€/tep)
-
-
350
550
Meta a 2016
(tep)
34%
Meta a 2020
(tep)
500
23%
800
N*Ce
P7
56/3272/12 221
E8M9 - Iluminação pública eficiente - Substituição de globo
Estado actual
Iluminação pública eficiente - Substituição de globo
A decorrer
Nome
Unidade
V
Nº de globos substituídos por equipamento com melhor capacidade de
reflexão e necessidade de lâmpadas de menor potência
N
Un.
P
Ce
tep/un
P
---
tep/GWh
P
---
tep/GWh
Final
Primária
Energia poupada
(tep)
229
359
Custo-benefício
(€/tep)
-
-
700
1.100
Meta a 2016
(tep)
33%
Meta a 2020
(tep)
N*Ce
1.000
1.500
24%
P7
56/3272/12 222
115
E8M10 - Iluminação pública eficiente - Requisitos de novas instalações
Estado actual
Iluminação pública eficiente - Requisitos de novas instalações
A decorrer
Nome
Unidade
V
Consumo específico médio das instalações a serem instaladas (antes da
medida)
Ce1
tep/un
V
Consumo específico mínimo exigido pela medida
Ce2
tep/un
V
Nº de instalações
N
Un
P
---
tep/GWh
P
---
tep/GWh
Final
Primária
Energia poupada
(tep)
-
-
Custo-benefício
(€/tep)
-
-
700
1.100
Meta a 2016
(tep)
-
Meta a 2020
(tep)
1.000
-
1.600
N*(Ce1-Ce2)
P7
56/3272/12 223
E8M11 - Iluminação pública eficiente - Phase-out Vapor de Mercúrio
Estado actual
Iluminação pública eficiente - Phase-out Vapor de Mercúrio
A decorrer
Nome
Unidade
N
Un.
Eco
tep/un
P
---
tep/GWh
P
---
tep/GWh
V
Nº de lâmpadas de vapor de mercúrio instaladas no parque (Valor total)
P
Final
Primária
Energia poupada
(tep)
-
-
Custo-benefício
(€/tep)
-
-
Meta a 2016
(tep)
-
-
-
Meta a 2020
(tep)
No ano t: (N_(t-1)-N_t)*Eco
-
-
-
P7
56/3272/12 224
116
E8M12 - Iluminação pública eficiente - Substituição de luminária e balastro
Estado actual
Iluminação pública eficiente - Substituição de luminária e balastro
A decorrer
Nome
Unidade
V
Nº de luminárias e balastros electrónicos substituidos em instalações com
mais de 10 anos
N
Un.
P
Ce
tep/un
P
---
tep/GWh
P
---
tep/GWh
Final
Primária
Energia poupada
(tep)
102
160
Custo-benefício
(€/tep)
-
-
310
490
Meta a 2016
(tep)
33%
Meta a 2020
(tep)
450
23%
700
N*Ce
P7
56/3272/12 225
E8M13 - Iluminação pública eficiente - Sistemas de controlo de tráfego
Estado actual
Iluminação pública eficiente - Sistemas de controlo de tráfego
A decorrer
Nome
Unidade
V
Susbtituição das fontes luminosas convencionais por lâmpadas de
tecnologia LED nos sistemas de controlo de tráfego e peões
N
Un.
(semaforos)
P
Ce
tep/un
P
---
tep/GWh
P
---
tep/GWh
Final
Primária
Energia poupada
(tep)
815
1.280
Custo-benefício
(€/tep)
-
-
2.500
3.900
Meta a 2016
(tep)
33%
Meta a 2020
(tep)
N*Ce
3.500
5.500
23%
P7
56/3272/12 226
117
C10M1 - Energia nas escolas
Estado actual
Energia nas escolas
A decorrer
Nome
Unidade
V
Economias de energia (energia final)
---
tep
V
---
tep
P
---
tep/GWh
P
---
tep/GWh
P
Factor de atenuação (tem em conta que parte do impacto inicial deixa de
existir por se volta aos comportamentos iniciais). Em linha com a CE,
admitiu-se que a atenuação acontece 2 anos após a medida. Este valor
pode ser alterado assim que exista informação nesse sentido
---
%
Final
Primária
Energia poupada
(tep)
-
-
Custo-benefício
(€/tep)
-
-
Meta a 2016
(tep)
-
-
-
Meta a 2020
(tep)
-
-
N.A.(1)
-
P6/P7/M3/M4
Nota: Dependente do tipo de campanha realizada
56/3272/12 227
C10M2 - Energia nos transportes
Energia nos transportes
Estado actual
A decorrer
Final
Primária
Energia poupada
(tep)
-
-
Custo-benefício
(€/tep)
-
-
3.000
3.000
Meta a 2016
(tep)
-
Meta a 2020
(tep)
10.000
N.A.
10.000
-
P8/A1/M5/P9/A2/M6
56/3272/12 228
118
C10M3 - Energia em casa
Estado actual
Energia em casa
A decorrer
Nome
Unidade
V
Economias de energia
---
tep
V
---
tep
P
---
tep/GWh
P
---
tep/GWh
Final
Primária
Energia poupada
(tep)
9.745
15.297
Custo-benefício
(€/tep)
-
-
40.000
60.000
Meta a 2016
(tep)
25%
Meta a 2020
(tep)
60.000
17%
90.000
N.A.(1)
P4/M2
56/3272/12 229
C10M4 - Energia no trabalho
Estado actual
Energia no trabalho
A decorrer
Nome
Unidade
V
Economias de energia (energia final)
---
tep
V
---
tep
P
---
tep/GWh
P
---
tep/GWh
P
Factor de atenuação (tem em conta que parte do impacto inicial deixa de
existir por se volta aos comportamentos iniciais). Em linha com a CE,
admitiu-se que a atenuação acontece 2 anos após a medida. Este valor
pode ser alterado assim que exista informação nesse sentido
---
%
Final
Primária
Energia poupada
(tep)
912
912
Custo-benefício
(€/tep)
-
-
20.000
20.000
Meta a 2016
(tep)
5%
Meta a 2020
(tep)
30.000
N.A.(1)
30.000
3%
P6/P7/M3/M4/P14/M8
56/3272/12 230
119
C10M5 - Contadores inteligentes
Estado actual
Contadores inteligentes
A implementar
Nome
Unidade
V
Número de Contadores Inteligentes instalados
---
Un
V
Consumo médio de electricidade (energia final) por casa
---
tep
V
Consumo médio de gás por casa
---
tep
P
Redução do consumo de electricidade devido ao contador
---
%
P
Redução do consumo de gás devido ao contador
---
%
P
---
tep/GWh
P
---
tep/GWh
Final
Primária
Energia poupada
(tep)
-
-
Custo-benefício
(€/tep)
-
-
10.000
13.000
Meta a 2016
(tep)
0%
Meta a 2020
(tep)
50.000
0%
65.000
N*(Ce1*P1+Ce2*P2)
P3/P4/P5/M1/M2
56/3272/12 231
SE1M1 – Smart grids
Estado actual
Remoção de barreiras à implementação de redes inteligentes
A implementar
Nome
Unidade
V
% perdas na rede
P
%
P
Emissão de electricidade bruta
E
GWh
P
---
tep/GWh
P
---
tep/GWh
Final
Primária
Energia poupada
(tep)
-
-
Custo-benefício
(€/tep)
-
-
5.500
8.500
Meta a 2016
(tep)
-
Meta a 2020
(tep)
22.000
(P_(t-1)-P_t)*E
35.000
-
N.A.
56/3272/12 232
120

Recomendações para uma Estratégia Sustentável de

Transcrição

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