Recomendações para uma estratégia sustentável de eficiência energética e exploração de energias renováveis para Portugal

Recomendações para uma estratégia sustentável de eficiência energética e exploração de energias renováveis para Portugal

Março 2012

Financiamento

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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

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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.

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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:

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

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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.

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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.

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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).

Figura 1. Programa original do PNAEE (2008)

Fonte: ADENE 1# Office/# doc/09

O PNAEE tem como objectivo contrariar esta tendência, actuando nas componentes tecnológica e comportamental

Fonte: PNAEE (Apresentação da versão para discussão pública, 2008)

Tecnologias

Comporta-mentos

Renove Carro1

MobilidadeUrbana

2

SistemaEficiência

Transportes3

Renove Casa & Escritório

4

SistemaEficiênciaEdifícios

5

Renováveis naHora e Programa

Solar6

SistemaEficiênciaIndústria

7E3: Eficiência

Energética Estado8

Transportes Residencial e Serviços Indústria Estado

Programa Mais9 Operação E10

Comportamentos

Fiscalidade Verde11

Fiscalidade

Fundo de EficiênciaEnegética

12

Incentivos e Financiamento

8

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.

9

3. Cenário macroeconómico de base ao estudo

O ano de 2005 em Portugal representou um ponto de inflexão no cenário energético nacional, quando o consumo de energia primária iniciou uma trajectória descendente com uma redução média de 3% ao ano, atingindo em 2010 o valor mais baixo da década em 22,9 milhões de tep (Figura 2).

Figura 2. Evolução do consumo de energia primária em Portugal (2000-2010; Mtep)

Fonte: Balanços Energéticos, DGEG

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).

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PIB

Evolução do PIB em termos reais (MM€2010)

As projecções de evolução do PIB assumidas implicam um PIB2020 8% menor que o assumido no PNAER em 2010

Avaliação dos elementos de contextoB

1

Fonte: PNAER; Banco de Portugal; Ministério das Finanças; INE; Análise A.T. Kearney

26,3

23,2

25,3

22,924,124,5

25,326,0

27,126,4

25,7

2000 2001 2002

-3%+1%

2003 2005 2007 20092006 2008 20102004

3,9% 2,0% 0,8% -0,9% 1,6% 0,8% 1,4% 2,4% 0,0% -2,9% 1,4%Var. % PIB€06

CAGR00-05CAGR05-10

10

Figura 3. Produção de electricidade (valores brutos) (2000-2010; TWh)

(1) Energia fotovoltaica e geotérmica 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 de 2016 o PIB cresça à taxa de 2% até 2020 (Figura 4).

Figura 4. Pressupostos macroeconómicos

Fonte: Ministério das Finanças/INE

As novas projecções, definidas no final de 2011, implicam um PIB2020 8% menor que o assumido no PNAER em 2010 (Figura 5), exigindo uma revisão aos pressupostos de consumo de energia primária e final e, consequentemente, às necessidades reais ao nível de Eficiência Energética e Energias Renováveis para o cumprimento das metas europeias.

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Produção bruta de electricidade (TWh)xxxx


Fonte: DGEG; Análise A.T. Kearney

9

159

2

15

151312

1410

87

7

3

455

7

6

11

9

9

11

2005

15

4

10

2

3

17

9

0

7

2010

31

2

2

0

11

0

1215

20072003

2

2

2004

2

7

02

15

6

9

0

10

0

85

2006 2008

0

13

2009

00

16

2

15

2002

00

8

2

15

2001

00

14

2

14

2000

00

12

2

15

Outros1

Eólica

Hídrica

Biomassa

Gás natural

Petróleo

Carvão

1956/3272/12

(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 extremosFonte: Ministério da Economia e Emprego; AIE 2010; DGEG; REN; INESC

Para a construção de cenários de consumo foram assumidos um conjunto de pressupostos alinhados com as previsões do Governo e da DGEG

Pressupostos considerados

Evolução

macroeconómica

(em termos reais)

Evolução do preço

das commodities(2)

Evolução da

capacidade do

sistema

electroprodutor

Evolução do

carro eléctrico

Indicador 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 86 87 90 93 96 99 103 106 109 113

Gás Natural(4) 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

PRO total DGEG MW 11.711 11.967 11.802 11.104 12.536 14.280 13.100 13.420 13.420 13.420

PRE total 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

eléctricosINESC Milhares 0,2 0,5 1,2 2,4 4,4 7,6 13,0 21,6 34,6 53,4

Electricidade REN €/MWh 50 52 54 57 59 61 64 66 68 70

2

3

Custo marginal do

SEN(5)

11

Figura 5. Projecções do PIB nacional em termos reais (MM€2010)

Fonte: PNAER; Ministério das Finanças/INE

Para a construção dos novos cenários de consumo foram tidos em conta um conjunto de 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, num cenário revisto em baixa desde a publicação do PNAER em 2010 (Figura 6 e Figura 7).

Figura 6. Evolução do preço das commodities

(1) Na fronteira ou porto de Sines Nota: Evolução em termos reais; Valores a preços de 2010 Fonte: IEA Energy Outlook 2010; DGEG

Em parceria com a REN foram corridas simulações no software VALORAGUA relativas à procura de energia eléctrica e estabilidade do sistema que permitiram estimar os custos marginais do sistema eléctrico português em 2020 no valor de 70€/MWh (a preços de 2012).

2056/3272/12

PIB

Evolução do PIB em termos reais (MM€2010)

As projecções de evolução do PIB assumidas implicam um PIB2020 8% menor que o assumido no PNAER em 20101

Fonte: PNAER; Banco de Portugal; Ministério das Finanças; INE; Análise A.T. Kearney

-8%

191

209

173

181

169

176

165

90

20152013

60

2012

0

20192018

210

180

20202016

150

30

120

2014 201720112010

172

164

169170

167

173

166

Cenário Base PNAER 2010

Cenário Base actual(Previsões do Ministério das Finanças)

1956/3272/12

(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 extremosFonte: Ministério da Economia e Emprego; AIE 2010; DGEG; REN; INESC

Para a construção de cenários de consumo foram assumidos um conjunto de pressupostos alinhados com as previsões do Governo e da DGEG

Pressupostos considerados

Evolução do preço

das commodities

Evolução da

capacidade do

sistema

electroprodutor

Evolução do

carro eléctrico

Indicador Fonte Un 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Brent DGEG USD/bbl 86 87 90 93 96 99 103 106 109 113

Gás Natural(1) 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

PRO total DGEG MW 11.711 11.967 11.802 11.104 12.536 14.280 13.100 13.420 13.420 13.420

PRE total 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

eléctricosINESC Milhares 0,2 0,5 1,2 2,4 4,4 7,6 13,0 21,6 34,6 53,4

Electricidade REN €/MWh 50 52 54 57 59 61 64 66 68 70

2

3

Custo marginal do

SEN(5)

12

Figura 7. Evolução esperada da penetração do veículo eléctrico (milhares de unidades)

Fonte: INESC Porto (projecto MERGE)

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.

11256/3272/12

26,2

17,1

10,6

0,2

53,4

34,6

13,0

7,6

4,42,4

2,01,1

20202019

1,20,5

20182017201620152014201320122011

21,6

6,33,6

… e apesar do crescimento esperado, a penetração do veículo eléctrico será limitada até 2020

Fonte: INESC Porto; Análise A.T. Kearney

Impacto estimado da evolução do veículo eléctrico (milhares de veículos)

Transportes1

Cenário intermédio

Cenário baixo

13

Figura 8. Estimativa de evolução da PRO térmica (Portugal Continental, GW)

(1) O descomissionamento de Sines está sujeito a avaliação pelas entidades competentes Fonte: DGEG; Análise A.T. Kearney

Figura 9. Cenários de data de entrada da nova PRO hídrica

(1) Horas anuais equivalentes à produção à potência nominal, líquidas de bombagem (na média dos regimes); Fonte: DGEG; Análise A.T. Kearney

256/3272/12

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

(1) Portugal Continental(2) O descomissionamento de Sines está sujeito a avaliação pelas entidades competentesFonte: SEE; DGEG; REN; análise A.T. Kearney

Estimativa de evolução da PRO térmica(1) (GW)

0,2

0,9

3,8

1,8 5,6

3,8

1,8

2015

5,6

3,8

1,8

2014

6,5

3,8

1,8

2013

6,5

0,9

3,8

1,8

2012

6,7

0,2

0,9

3,8

1,8

2011

6,7

4,4

-2,3

2020

3,8

0,6

2019

4,4

3,8

0,6

2018

4,4

3,8

0,6

2017

5,6

3,8

1,8

2016

GasóleoFuel / Gás NaturalGás NaturalCarvão

Potenciais descomissionamentos

PRO2

Sines(2)

Tunes

3%

14%

57%

26%

87%

13%

Peso (%) Peso (%)

Setúbal

2256/3272/12

Na capacidade hídrica, foram analisados dois cenários, sem e com atrasos, em que cerca de metade da capacidade é adiada para depois de 2020

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

(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

Aproveitamentos desconsiderados no horizonte 2020 no cenário alternativo

Cenários de data de entrada da nova PRO hídrica PRO2

14

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 atrasos), a potência total em Portugal Continental deverá ficar apenas pelos 11.343 MW.

Figura 10. Evolução da potência a instalar em Regime Ordinário


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.

2256/3272/12

O cenário sem atrasos implica o PNBEPH conforme a trajectória REN e prevê uma capacidade instalada em 2020 de 13,4 GW PRO2

Estimativa de evolução da PRO(1) (GW)

0,6

2017

14,3

8,7

3,8

1,8

2016

14,3

8,7

3,8

1,8

2015

12,5

7,0

3,8

1,8

2014

12,1

5,5

3,8

1,8

2013

11,8

5,3

3,8

1,8

0,9

2012

12,0

5,3

3,8

1,8

0,90,2

2011

11,7

5,0

3,8

1,8

0,90,2

2020

13,4

9,0

3,8

0,6

2019

13,4

9,0

3,8

0,6

2018

13,4

9,0

3,80,9

HídricaGás NaturalCarvãoFuel / Gás NaturalGasóleo

67%

29%

Peso (%)

43%

33%

8%

1%

Peso (%)4%

15%

(1) Portugal ContinentalFonte: SEE; DGEG; REN; análise A.T. Kearney

15

Figura 11. Evolução da potência a instalar em Regime Especial

Fonte: DGEG

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.

Figura 12. Cenários de evolução do consumo de energia primária e final

1956/3175/11

Até 2020, deverão ser comissionados mais 2.260 MW de potência em regime especial, totalizando nesse ano 8.785 MW

Estimativa de comissionamentos da PRE (MW)

Fonte: DGEG; análise A.T. Kearney

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


PRE3

2756/3272/12

O consumo de energia primária é expectável que cresça entre 0,7-1,0% por ano

(1) Sem consumos não-energéticos e normalizados para anos de hidraulicidade e vento médios(2) Valores de 2010 retirados do Balanço Energético provisório da DGEGFonte: DGEG; análise A.T. Kearney

Consumo de energia final(2)

(Mtep)Consumo de energia primária(1)

(Mtep)

Cenáriobase

Cenárioalternativo

23,822,622,1

2010 2020e2015e

24,322,622,1

2015e 2020e2010

6,5 6,2 6,8

4,3 4,24,5

2020e2010 2015e

6,7

17,7

6,9

18,9

7,6

17,1

TransportesElectricidade Aquecimento e Arrefecimento

6,5 6,2 6,8

4,3 4,24,5

6,7

17,7

6,9

2010

18,9

2015e

7,6

2020e

17,1

TCMA: 0,7%

TCMA: 1,0%

TCMA: 0,7%

TCMA: 0,7%

16

(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 cumprimento dos compromissos para 2020 (Figura 13).

Figura 13. Mapa de compromissos assumidos para 2020

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).

2856/3272/12

O possível adiamento de alguns comissionamentos na PRO trará dificuldades acrescidas ao cumprimento dos compromissos para 2020

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 2007Fonte: DGEG; REN; análise A.T. Kearney

Compromissos assumidos

20% de redução do consumo de

energia primária(1) 24,1 Mtep23,8 Mtep

(-0,3 Mtep) 24,3 Mtep

(+0,2 Mtep)


energia primária(1)

(Objectivo do Governo)

22,6 Mtep23,8 Mtep

(+1,2 Mtep) 24,3 Mtep

(+1,7 Mtep)

31% de fontes de energia renovável

no consumo final bruto de energia total

6,0 Mtep 5,6 Mtep

(28,9%) 5,5 Mtep

(28,4%)

10,0% de fontes de energia renovável

no consumo final de energia em

Transportes

0,6 Mtep 0,4 Mtep

(6,9%) 0,4 Mtep

(6,9%)



Aquecimento e Arrefecimento

2,3 Mtep 2,5 Mtep

(32,4%) 2,5 Mtep

(32,4%)


no consumo final bruto de energia em

Electricidade

2,8 Mtep 2,7 Mtep

(54,5%) 2,6 Mtep

(52,9%)

Redução da dependência energética

com exterior (Objectivo do Governo) 74% 73,5% 74,7%

Cenárioalternativo

Mapa de compromissos assumidos com a UE para 2020

Estadocompromissos

Estadocompromissos

Cenário base

Objectivo 2020

17

Figura 14. Orientações chave para a revisão do PNAEE e PNAER

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.

2956/3272/12

Cenário base Cenário alternativo

No cenário sem atrasos deverão ser trabalhados quatro desafios, sempre assumindo margens de risco para cobrir atrasos do PNBEPH

Fonte: Análise A.T. Kearney

Orientações chave para a revisão do PNAEE e PNAER

Cenário sem atrasos(2020)

Cenário com atrasos(2020)

1,22 Mtep 1,71 Mtep

0,42 Mtep 0,50 Mtep

0,19 Mtep 0,19 Mtep

0,04 Mtep 0,12 Mtep

--- 0,74 p.p.

Necessidade de redução de Consumo

Primário de Energia (objectivo Governo)

Necessidade de aumento do peso das

FER no Consumo Final bruto de

Energia


FER no sector dos transportes


FER no sector eléctrico

Necessidade de redução da

dependência energética com o

exterior

1

2

3

4

5

Para o cumprimento dos compromissos

18

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 per capita superiores) e com maiores investimentos em programas de foro ambiental e de eficiência energética (Figura 15).

Figura 15. Intensidade energética vs. PIB per capita na UE (2010)

Fonte: Eurostat, Comissão Europeia; Análise A.T. Kearney

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

2156/3175/11

150

300

450

Intensidade energética (tep/M€)

600

0

PIB per capita (€)

70.00060.00050.00040.00030.00020.00010.0000

Portugal está muito perto do 1º quartil de países com menor intensidade energética, apesar do seu baixo PIB per capita

Nota: Valores de 2010Fonte: Eurostat; Comissão Europeia; Análise A.T. Kearney

Intensidade energética vs. PIB per capita

36,2 k€

28,1 k€

18,4 k€

9,5 k€

X,x k€ PIB per capita médio

1º quartil da intensidade energética




19

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 questões climáticas, enquanto a intensidade energética da economia produtiva (i.e. indústria, serviços e transportes) se encontra 27% acima da média da EU-27 (Figura 16).

Figura 16. Intensidade energética UE-27 vs. Portugal (tep/M€, 2010)

(1) Consumos do sistema energético para a transformação de energia primária em energia final; (2) São 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.

356/3272/12

Elevado peso de fontes renováveis Clima ameno e reduzido PIB/capita

Intensidade energética

em energia primária

(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 residencialFonte: Eurostat; Análise A. T. Kearney

De facto, o elevado peso de renováveis e o consumo reduzido no residencial encobrem uma intensidade energética da economia produtiva 27% superior

Intensidade energética UE-27 vs. Portugal(tep/M€, 2010)

-2%

PT

141,4

UE-27

143,8

Intensidade energética do

sistema energético nacional(1)

Intensidade energética

em energia final

36,249,5

-27%

PTUE-27

94,3

+12%

PT

105,2

UE-27

17,325,1

-31%

PTUE-27

87,969,2

+27%

PTUE-27

Intensidade energética em

energia final no residencial

Intensidade energética em energia

final da economia produtiva(2)

+

+

Diferenças justificativas

20

Figura 17. Economias verificadas até 2010 e potenciais economias até 2016 por sector

Fonte: Proposta de revisão do PNAEE 2011-2016 DGEG/ADENE

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

3756/3272/12

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

29

22

10

33

31

34

34

23

27

32

Fonte: Proposta de revisão do PNAEE 2011-2016 DGEG/ADENE

Programa

Renove carro

Mobilidade Urbana

Sistema de EE nos transportes

Renove casa e escritório

Sistema de EE nos Edifícios

Renováveis na Hora

Sistema de EE na Indústria

EE no Estado

Operação E

Impacto estimado

a 2010 (ktep)

81

100

49

109

81

25

178

10

28

Execução em

2010 (%)

Total 660

Transportes

Residencial e Serviços

Indústria

Estado

Comportamentos

Impacto objectivo

2016 (ktep)

250

370

207

323

241

79

544

97

129

2.240

Áreas de actuação

Análise de impactos das medidas do PNAEE

21

Figura 18. Cenários de consumo de energia primária em 2020 (Mtep)

Fonte: DGEG; Comissão Europeia; Análise A.T. Kearney

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

3656/3272/12

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

Nota: Todos os consumos dizem respeito a consumos de energia primária sem usos energéticosFonte: DGEG; Comissão Europeia; Análise A.T. Kearney

22,624,124,3

30,2

1,70,2

Redução necessária

(meta Governo)

Consumo-limite para 20%

de redução

Redução necessária (meta UE)

Cenário revisto (MARKAL 2012)

Previsão inicial (PRIMES 2007)

-25%-20%

Consumo-limite para 25%

de redução

Cenários de consumo de Energia Primária em 2020 (Mtep)

22,624,123,8

30,2

1,2

-25%-20%

-0,3

Cenário base

Cenário alternativo

22

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) .

23

Figura 19. Validação dos impactos monitorizados em 2010 (energia final)

Figura 20. Validação dos impactos potenciais para 2016 (energia final)

(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 Fonte: PNAEE Comissão Europeia; Análise A.T. Kearney

3856/3272/12

Transportes

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

transportes49 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)

Residencial e

Serviços

Renove casa e

escritório109 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

edifícios81 81

Renováveis na hora 25 23A microprodução (fotovoltaico) não traz poupanças em

energia final (embora o faça em energia primária)

IndústriaSist. de E.E. na

indústria178 178

Estado E.E. no estado 10 7A medida E8M11 (incentivo à retirada de lâmpada de vapor

de mercúrio) necessita de uma revisão de pressupostos

Operação E 28 21Existe dupla contagem no ano de 2009 com as medidas de

solar térmico residencial, serviços e estado

660 460 (70%)

Área

Validação dos impactos monitorizados em 2010 (energia final)

(1) Valores apresentados em ktep sobre energia final Fonte: Planos de eficiência energética dos países apresentados; Análise A.T. Kearney

Programa

Impacto(1)

estimado

Impacto(1)

validado Racional da diferença

Transportes


Indústria

Estado

Comporta-mentos

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

Total

3956/3272/12

Transportes

Renove carro 250 87Retirada de incentivos e a revisão da metodologia de

cálculo impõem a revisão em baixa do potencial

Mobilidade Urbana 370 107Revisão da metodologia impõe a revisão em baixa do

potencial

Sist. de E.E. nos

transportes207 79

Revisão da metodologia impõe a revisão em baixa do

potencial

Residencial e

Serviços

Renove casa e

escritório323 210

Revisão da metodologia impõe a revisão em baixa do

potencial

Sist. de E.E. em

edifícios241 241

Renováveis na hora 79 70A microprodução (fotovoltaico) não traz poupanças em

energia final (embora o faça em energia primária)

IndústriaSist. de E.E. na

indústria544 264

O potencial foi recalculado tendo em conta o baixo grau de

execução até ao presente (~10% de execução)(2)

Estado E.E. no estado 97 22O potencial foi recalculado tendo em conta o baixo grau de

execução até ao presente (~10% de execução)

Comporta-mentos Operação E 129 60Por default, a CE recomenda a utilização de um período de

vida útil das medidas consideradas de 2 anos(3)

2.240 1.141 (51%) -> inclui 460 ktep até 2010 e 681 ktep restantes até 2016

Análise do potencial de impacto para 2016 (energia final)

(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 Fonte: Planos de eficiência energética dos países apresentados; Análise A.T. Kearney

Transportes


Indústria

Estado

Comporta-mentos

Dos impactos esperados até 2016 (2.240 ktep), metade são realisticamente exequíveis, resultando em 1.141 ktep de poupanças em energia final

Área Programa

Impacto(1)

previsto

Total

Impacto(1)

validado Racional da diferença

24

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 com o plano actual, no cenário alternativo é necessária uma redução adicional de aproximadamente 0.4 Mtep.

Figura 21. Poupanças de consumo de energia em 2020 (Mtep)

4256/3272/12

O pacote de medidas actual do PNAEE é expectável que produza poupanças adicionais de ~1,1 Mtep em Energia Final e ~1,3 Mtep em Primária em 2020

Fonte: ADENE; Análise A.T. Kearney

0,7

1,11,3

0,5

2020

3,2

2020

0,5

2016

2,2

0,5

2010

0,7

0,5

Poupanças validadas a atingir (adicionais)

Poupanças validadas e incorporadas

Objectivo PNAEE (pré-revisão)

Poupanças de consumo de energia em 2020 (Mtep)

Energia Final Energia Primária

25

Figura 22. Poupanças de energia primária em 2020 (Mtep)

O plano actual e as medidas adicionais revestem-se de especial importância não só no contexto do Plano Nacional de Acção para a Eficiência Energética (PNAEE) mas também no âmbito do Plano Nacional de Acção para as Energias Renováveis (PNAER) uma vez que têm impacto sobre as percentagens de incorporação de fontes de energia renovável. Por esta razão, existe a 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

4356/3272/12

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


As necessidades de investimento adicionais serão decididas em

conjunto com o cumprimento dos objectivos do PNAER

1,3

0,4

Diferencial a atingir em medidas adicionais

-0,1

Esforço de EE necessário

1,7

1,2

Poupanças adicionais das medidas actuais

Poupanças de Energia Primária a atingir em 2020 (Mtep)

Cenário base


26

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

27

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

28

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 Estados-membros, 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;

29

Figura 23. Poupanças de energia primária estimadas em 2020 pela operacionalização de directivas recentemente lançadas (ktep)

Fonte: Smart meters in the Netherlands, KEMA; Proposta de directiva 2011/0172; Directivas 2009/125/EC, 2010/30/EU, 2010/31/EU, 2009/72/EC e 2009/73/EC; 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

ser calculada tendo por base a área total detida pelo governo central com uma área útil superior a 500m2 e,

a partir de 09/07/2015, de 250 m2; 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

4956/3272/12

As três Directivas Europeias mais recentes e em implementação deverão trazer poupanças adicionais de ~230 ktep em 2020

1

(1) Energy Performance of Buildings DirectivePressupostos: 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 no 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 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;Fonte: Smart meters in the Netherlands, KEMA; Proposta de directiva 2011/0172; DGEG; INE; Análise A.T. Kearney

230100

80

50

TotalDirectiva dos contadores e redes inteligentes

Directiva EPBDDirectivas Ecodesign

Directivas em implementaçãoPotencial de poupanças adicionais de energia

primária em 2020 (ktep)

30

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 cumprimento dos objectivos na área dos edifícios do Estado, embora ainda exista a necessidade de clarificar alguns aspectos chave como se pode observar na Figura 24.

Figura 24. Objectivos e desafios futuros das alavancas do programa ECO.AP


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.

556/3272/12Fonte: ADENE; Análise A.T. Kearney

Caracterização do programa ECO.AP

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

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

Barómetro de

Eficiência

Energética

ESE’s

1 O recém-lançado programa ECO.AP é uma base essencial, embora ainda exista a necessidade de clarificar alguns aspectos chave

Objectivos Desafios futurosAlavancas

Apoio

31

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 pode, e deve, incorporar as medidas que têm vindo a ser implementadas exteriormente ao plano.

Figura 25. Nº de medidas de eficiência energética identificado por sector

(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 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.

5356/3272/12

12 7 34 28 14

15 4 14 12 5

4 3 12 7 2

16 15 16 33 8

-- 6 1 5 3

--(1) 6 --(1) --(1) --(1)

8 14 8 20 6

55 55 85 105 38

Para a identificação de melhores práticas de EE, foram analisados os planos de acção em quatro países nos diferentes sectores

Edifícios e equipamentos

Estado

Transportes

Indústria

Sector

Nº de medidas de EE identificadas por sector

Agricultura e pesca

Transformação de energia

(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 sectoresFonte: Planos de eficiência energética dos países apresentados; Análise A.T. Kearney

Transversal

1

Total

32

Figura 26. Medidas com potencial de implementação no sector de edifícios e equipamentos

Fonte: Planos de eficiência energética dos países apresentados (Comissão Europeia, Energia); Análise A.T. Kearney

Figura 27. Medidas com potencial de implementação no sector dos transportes


856/3272/12

Desenvolvimento de um acordo de performance energética

mínima com o sector de construção (edifícios novos e

existentes)

Regulamentar a repartição de benefícios entre senhorio e

arrendatário em investimentos em eficiência energética

Reforço de campanhas de comunicação

Incentivo à compra de bombas de calor

Benefícios fiscais para renovações habitacionais

Criação de fundo de investigação para o desenvolvimento de

novas iniciativas de eficiência energética

Do benchmarking realizado retiraram-se possíveis novas medidas com potencial de implementação em Portugal (1/3)

Medidas com potencial de implementação

Edifícios e equipamen-

tos

MedidasSector País


Investimento

Custo vs.

benefício

1

1

2

3

4

5

6

Baixo Alto

5656/3272/12


Sector

Promoção do modo ferroviário de mercadorias: introdução de

uma taxa variável com a distância no modo rodoviário de

mercadorias

Definição de requisitos mínimos mais exigentes nas

emissões de CO2 dos veículos ligeiros

Regulamentação da eco-condução nas escolas de condução

para veículos de passageiros e mercadorias

Promoção do Car Sharing

Transportes

A área dos transportes necessita de uma monitorização exigente para que se possa conhecer o impacto das recentes reestruturações

Medidas País Investimento

Fonte: Planos de eficiência energética dos países apresentados; Análise A.T. Kearney


1

7

8

9

10

Baixo Alto

Custo vs.

benefício

33

Figura 28. Medidas com potencial de implementação nos sectores da indústria, Estado, agricultura e pesca e transformação de energia


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.

1056/3272/12


Sector

Reforço de acordos voluntários/ planos de racionalização com a

indústria para a diminuição de consumos energéticos

Financiamento à substituição de equipamentos

Formação de gestores municipais de energia

Incentivo à melhoria de eficiência energética dos sistemas de rega

Aconselhamento técnico e subsídios à implementação de

medidas de eficiência energética

Renovação da frota de tractores

Interligação entre pontos de procura e oferta de calor

Estado

Indústria

Medidas País Investimento

Agricultura e pescas

Transforma-ção de energia



1

11

12

13

14

15

16

17

Baixo Alto

Custo vs.

benefício

34

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)

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)

12010

10

100

-

TotalReforço dos planos de racionalização com a indústria

Acordo de performance com o

sector de construção

Regulamentação da eco-condução nas

escolas de condução

Repartição de benefícios entre

senhorio e arrendatário

35

Figura 30. Modo de operacionalização das medidas sem investimento propostas


Figura 31. Poupanças previstas de acordo com as 3 vertentes accionadas (ktep)


6056/3272/12

Para a concretização das poupanças em 2020 é crítico lançar um conjunto articulado de acções

1


Medidas propostas 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

Regulamentar a repartição

de benefícios entre

senhorios e arrendatários

em investimentos em

eficiência energética

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

Regulamentação da eco-

condução 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)

Reforço do SGCIE

Alargar o universo de empresas abrangidas pelo SGCIE para consumos

superiores a 400 tep/ano (actualmente em 500 tep/ano)

Diminuir os períodos dos planos de racionalização

Reforçar a fiscalização dos impactos previstos nos planos de racionalização

Reforçar penalizações em caso de incumprimento

1

2

9

11

6656/3272/12

As poupanças previstas são ainda insuficientes (-9%) para cobrir as necessidades de redução adicionais de ~0,4 Mtep no cenário central

1


Poupanças previstas (ktep)

37422

385120

230

35

Implementação de Directivas

Poupanças esperadas em 2020

Reforço de medidas actuais

Poupanças a atingir em 2020

Diferencial adicional em falta

Introdução de medidas adicionais

% Cumprimento das poupanças a atingir

91%

100% 9%

36

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 refere-se 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 custo-benefício 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.

Figura 32. Medidas com potencial de implementação com investimento reduzido

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 indústria e serviços; 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 Fonte: Análise A.T. Kearney

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

1256/3272/12

O diferencial adicional em falta poderá ser atingido através de medidas que potenciem o investimento privado com investimento público reduzido

1

Medidas propostas Forma de operacionalizar

Incentivo à

instalação de

sistemas mais

eficientes de

aquecimento

275 €/tep 50 ktep

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

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

Benefícios

fiscais para

renovações

habitacionais

90 €/tep 60 ktep

Acordar requisitos mínimos com o sector de construção

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

Promoção de

planos de

racionalização

através de

ESE’s

45 €/tep 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

4

5

12

Investimento público

Potencial impacto

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; Subsídio de 50% na bomba de calorFonte: Análise A.T. Kearney

Medida recomendada

37

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 público estimado em 340 M€.

Figura 33. Cumprimento da redução do consumo de energia primária(1)

(ktep) em função das vertentes accionadas

(1) Consumos de energia primária sem usos não-energéticos Fonte: Análise A.T. Kearney

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 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).

1356/3272/12

O objectivo do plano é exequível a um custo de ~340 M€, sendo essencial garantir a sua monitorização

(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)Fonte: Análise A.T. Kearney

Redução do consumo de Energia Primária(1) (ktep)

22.6101.710

37120230351.28824.320

Reforço de medidas actuais

Poupanças pelo pacote de medidas

actual

Cenário revisto

(MARKAL 2012)

Consumo-limite para

25% de redução

Total a atingirPromoção de planos de

racionalização

Introdução de medidas adicionais

Implementação de Directivas

1

Estimamos que o novo pacote de medidas tenha um custo específico de 198 €/tep(2), sendo necessário ~340 M€ até 2020 para a sua execução

38

Figura 34. Estrutura do consumo nacional e das economias previstas no PNAEE em 2020

(1) São incluídos os valores já atingidos até 2010 (460 ktep) Fonte: Análise A.T. Kearney

6456/3272/12

O elevado peso do sector Residencial e Serviços possibilita a redução do investimento público necessário à execução do plano revisto

(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 estufaFonte: Análise A.T. Kearney

%

6,7

18,9Total

Indústria

Residenciale Serviços

6,8

5,4

Transportes

29%

36%

35%

100% 1,8

0,4

0,4

1,0 57%

22%

21%

100%

Consumo de energia final de Portugal (Mtep, 2020)

Economias previstas no PNAEE(1) (Mtep, 2020)Sector

% sobre o valor total

1

39

c. Revisão dos métodos de monitorização de resultados

A monitorização das medidas de eficiência energética assume um papel crítico no PNAEE, sendo recomendado pela CE a utilização de métodos complementares (ver Figura 35) que, de uma forma conjunta, permitam a interpretação da realidade e o reforço do pacote de medidas existente em função das necessidades observadas.

Figura 35. Métodos de monitorização do PNAEE

Fonte: Directiva 2006/32/EC; Análise A.T. Kearney

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.

6656/3272/12

A monitorização das medidas de EE assume um papel crítico no PNAEE, sendo recomendável pela CE a utilização de métodos complementares

Método Bottom-up

A poupança de energia é calculada a partir da soma das

estimativas de impacto de cada medida

Método Top-Down

A poupança de energia é estimada usando dados nacionais ou agregados sectoriais tendo por base um ano de referência

Fonte: Directiva 2006/32/EC do parlamento Europeu (5 de Abril de 2006); Análise A.T. Kearney

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

+

-

+

+

• Permite estimar o impacto de uma medida

em particular

• Permite uma análise custo-benefício de

cada medida

• Permite monitorizar a execução da medida

• Não permite seguir todo o universo de

medidas

+

-

+

+

2

40

Figura 36. Estado das medidas constantes no PNAEE por sector

(1) Trata-se de medidas novas ou remodeladas apresentadas na proposta de revisão do PNAEE (DGEG/ADENE, 11/2011), cujas metodologias não foram desenvolvidas Fonte: Análise A.T. Kearney

A Comissão Europeia, em linha com a directiva 2006/32/EC, definiu um Framework de 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.

6756/3272/12

2

O método top-down, uma vez que possibilita uma visão macro sectorial, permite monitorizar todo o universo de medidas

Medidas

monitorizadas

Medidas

não monitorizadas

Medidas

novas1 Total

Transportes 6 5 5 16

Residencial e

Serviços11 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%)

Estado das medidas por sector

(1) Tratam-se de medidas novas ou remodeladas apresentadas na proposta de revisão do PNAEE (DGEG/ADENE, 11/2011), cujas metodologias não foram desenvolvidasFonte: Análise A.T. Kearney

62% das medidas constantes no plano são monitorizadas por indicadores bottom-up deixando 48% do plano por monitorizar

41

Figura 37. Fases de excelência na monitorização top-down

Fonte: Recommendations on measurement and verification methods (CE); Análise A.T. Kearney

Figura 38. Benchmarking da utilização de indicadores top-down na Espanha, França e Alemanha

(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 methods (CE); PNAEE Espanha, França, Alemanha e Portugal; Análise A.T. Kearney

6856/3272/12

A Comissão Europeia definiu um framework de monitorização top-downque evolui de acordo com a informação disponível

Utiliza apenas indicadores preferenciais (P)

Expurga os efeitos não relacionados

com eficiência energética

Rigor damonitorização

Informação exigida

2

Utiliza indicadores mínimos (M)

Deve ser utilizado apenas quando não existe mais informação disponível

Inclui efeitos não dependentes da eficiência energética

Conjuga indicadores mínimos (M) comindicadores preferenciais (P)

Exige mais informação

Fases de excelência do framework de monitorização


Monitorizaçãomínima

Monitorização intermédia

Monitorização rigorosa

6956/3272/12

A recomendação da Comissão Europeia em usar-se os indicadores top-down já foi incorporada por diversos países da UE, ao contrário de Portugal

(1) No 2º plano não é calculado por falta de informação estatística mas prevê-se a sua incorporação num futuro próximoFonte: Recommendations on measurement and verification method (CE); PNAEE Espanha, França, Alemanha e Portugal; Análise A.T. Kearney

Sector

Benchmarking com Espanha, França e Alemanha (1/2)

Indicador utilizado Indicador utilizado com algumas modificações Indicador não utilizado

Indicadores

P 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 (1)

P P3 Consumo de energia para aquecimento de água

por habitante

P 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

M M2 Consumo de energia eléctrica (kWh) por

alojamento

P 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

M M4 Consumo de energia eléctrica (kWh) por

empregado equivalente

Residencial

Serviços

2

P: Preferencial A: Alternativo M: Mínimo

42

Figura 39. Benchmarking da utilização de indicadores top-down na Espanha, França e Alemanha

(1) É monitorizado o valor agregado da indústria; (2) Apesar de estar definido, não é monitorizado Fonte: Recommendations on measurement and verification methods (CE); PNAEE Espanha, França, Alemanha e Portugal; Análise A.T. Kearney

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).

7056/3272/12

A recomendação da Comissão Europeia em usar-se os indicadores top-down já foi incorporada por diversos países da UE, ao contrário de Portugal

(1) É monitorizado o valor agregado da indústria; (2) Apesar de estar definido, não é monitorizadoNota: Todo o consumo de energia refere-se a energia final medido em tep, salvo indicação em contrárioFonte: Recommendations on measurement and verification method (CE); PNAEE Espanha, França, Alemanha e Portugal; Análise A.T. Kearney

Sector

Benchmarking com Espanha, França e Alemanha (2/2)

Indicador utilizado Indicador utilizado com algumas modificações Indicador não utilizado

Indicadores

P P14 Consumo de energia de cada subsector sobre o

respectivo índice de produção industrial

A 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

P 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

M M6 Consumo de energia do sector ferroviário por

ton.km equivalente

M M7 Consumo de energia do transporte marítimo por

ton.km

Indústria

Transportes

P: Preferencial A: Alternativo M: Mínimo

2

43

Figura 40. Variáveis a desenvolver e entidades competentes para o efeito (sector residencial)

Nota: Informação validada pela ADENE Fonte: Análise A.T. Kearney

Figura 41. Variáveis a desenvolver e entidades competentes para o efeito (sector dos serviços e indústria)


7456/3272/12

O desenvolvimento dos indicadores exige a monitorização e tratamento de diversas variáveis pelas entidades competentes (1/3)

2

Consumo total de energia para:

― Aquecimento de espaço ambiente

― Arrefecimento de espaço ambiente

― Aquecimento de água

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

Responsabilidade

Indicadores

abrangidosVariáveis a desenvolver

Nota: validados pela ADENEFonte: Análise A.T. Kearney

Sector residencial

Todas as variáveis terão que ser monitorizadas anualmente

7556/3272/12


2

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 DGEG, em articulação com

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 DGEG, em articulação com

ADENE (SGCIE)

Índice de produção industrial de cada subsector industrial P14 INE, DGEG, em articulação com

ADENE (SGCIE)

VAB de cada subsector M8 INE

Responsabilidade

Indicadores


Serviços

Indústria

Sector dos serviços e indústria



44

Figura 42. Variáveis a desenvolver e entidades competentes para o efeito (sector dos transportes)


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.

7656/3272/12


2

Consumo total de energia de:

― Carros ligeiros

― Veículos de mercadorias

― Comboios de passageiros

― Comboios de mercadorias

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

Responsabilidade

Indicadores


Sector dos transportes



45

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).

46

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 que serão abordados no âmbito da revisão do PNAER.

Figura 43. Mapa de compromissos após a revisão sugerida 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

9456/3272/12

Neste cenário de EE adicional, cumprem-se todos os objectivos excepto Transportes e consumo final bruto no cenário central

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 PNAEEFonte: análise A.T. Kearney

Compromissos assumidos com a União Europeia


energia primária(1) 24,1 Mtep22,1 Mtep

(-2,0 Mtep) 22,6 Mtep

(-1,5 Mtep)


energia primária(1)

(Objectivo do Governo)

22,6 Mtep22,1 Mtep

(-0,5 Mtep) 22,6 Mtep

(-0,0 Mtep)

31% de fontes de energia renovável

no consumo final bruto de energia total5,6 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%)



Aquecimento e Arrefecimento


(35,8%) 2,5 Mtep

(35,8%)


no consumo final bruto de energia em

Electricidade


(60,6%) 2,6 Mtep

(58,8%)

Redução da dependência energética

com exterior (Objectivo do Governo) 74% 71,6% 73,0%


Mapa de compromissos assumidos com a UE para 2020

Estadocompromissos

EstadocompromissosCenário base

Objectivo 2020

Objectivos que ficam cumpridos com a execução integral do PNAEE

47

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)

48

Figura 44. Meta de peso das FER no consumo final de energia e grau de cumprimento de países da União Europeia (%; 2009)

Fonte: Eurostat

O Aquecimento e Arrefecimento é hoje o sector que mais FER incorpora (em valor absoluto) tendo já ultrapassado a meta proposta, permitindo manter em 2010 os 25% de produção FER, já alcançada em 2009 (Figura 45).

Figura 45. Avaliação do cumprimento da meta de 31% de FER (ktep; 2010)

Fonte: DGEG

9756/3175/11

DRAFT

Portugal apresenta um dos melhores registos históricos no cumprimento do peso das FER no consumo final de energia a 2020

8%5%

10%

6%

12%11%

8%8% 10%

7%11%

10%

7%

4%

8%

2%

3%

Pol Aus

34%

Sue

30%

38%

Fin

47%

49%

30%

16%

5%

RU

15%

Irl

23%

Fra

12%

Esp

20%

Por

31%

25%

Din

30%

20%

15%

18%

9% 8%

13%

17%

GreAle

18%

10%

Ita

9%

Hol

14%

4%

RC

13%

9%

Bel

13%

5%

Fonte: Eurostat; Análise A.T. Kearney

97%

80%

87%

79%66%

53%

67%46%54%52%

31%19%59%

29%65%35%

Meta para 2020 Cumprido em 2009 % Grau de cumprimento (2009)

9856/3272/12

DRAFTO Aquecimento e Arrefecimento é hoje o sector que mais FER incorpora tendo já ultrapassado a meta proposta, permitindo manter os 25% de FER em 2010


Avaliação do cumprimento da meta de 31% de FER (ktep, 2010)

4.5593261.992

2.241

ElectricidadeAquecimento eArrefecimento

Consumo final bruto de energia

18.447

Total FERTransporte

35,1%

41,1%5,6% 24,7%

X% % FER no consumo final bruto de energia

49

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 ou não existe informação sobre o seu estado de desenvolvimento (Figura 46) - e sobre o seu nível de concretização - a maioria das medidas identificadas são apenas políticas de intervenção económica e o seu detalhe ou monitorização não está presente no PNAER.

Figura 46. PNAER 2010: Estado de execução das medidas do PNAER


No cenário de consumo revisto e assumindo a execução total do PNAEE, os desafios associados ao 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

2556/3175/11

A revisão das medidas identificadas permite concluir sobre o nível de atraso nas execução das mesmas (39% não iniciadas ou sem informação)


Revisão do PNAERC

Em geral, as medidas identificadas são políticas de intervenção económica e o seu detalhe ou monitorização não está presente no PNAER

Medidas

concluídas

Medidas em

desenvolvimento

Medidas não

iniciadas

Medidas sem

informação

Electricidade 6 6 5 2

Transporte 1 4 0 0

Aquecimento e

Arrefecimento0 1 2 0

Geral 1 8 3 5

Total 8 (18%) 19 (43%) 10 (23%) 7 (16%)

PNAER 2010: Estado de execução das novas medidas

1

2

3

4

50

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.

51

Figura 47. Eixos de revisão do PNAER


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

10956/3175/11

DRAFT

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)

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 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

Identificar alternativas tecnológicas para responder à

necessidade de redução de consumos de energia

primária, após 2015

A revisão do PNAER deve então centrar-se no equilíbrio entre o cumprimento da meta nos transportes e maiores incentivos em electricidade FER


Transportes

Electricidade

2

1

Eixos de revisão do PNAER

Desafios face ao cenário de

consumo a 2020 Acções a explorar

52

5% em teor energético de bioetanol (EN 228) e os 7% em volume de biodiesel / FAME10 (EN 590) (Figura 48).

Figura 48. Caracterização dos biocombustíveis até 2020


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

11056/3272/12

Os Biocombustíveis maduros (1ª geração) apresentam limites de incorporação técnica que dificultam a substituição de combustíveis brancos…

1ª geração

(Bioetanol)

2ª geração

(BioETBE)

1ª geração

(FAME)

Cereais (milho/trigo)Cana de açúcarBatataBeterrabaSorgo

Iso-butilenos (53% v/v)

Bioetanol (47% v/v)

Colza

Soja

Girassol

Palma

Jatropha

Rícino

Conteúdo energético inferior em 20% à gasolina

Elevada tensão de vapor na mistura de HC (exige controlo para redução de emissões)

Produto com elevado índice de Octano (resistência a compressão sem detonação)

Custo de produção superior ao da Gasolina tradicional

Quimicamente diferente do diesel mineral

Conteúdo energético inferior em 15% ao diesel

Qualidade muito dependente do tipo de matéria-prima

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

EN 228 estabelece incorporação máxima até 15% (p/p) no “blend” de gasolina

EN 590 / DL 142/2010 estabelece incorporação máxima no diesel banalizado até 7% (v/v) – possível revisão para 10%

2ª geração

(HVO(1))

3ª geração

(BTL)

Biomassa

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

(1) Hidrogenação de óleos vegetais com isomerizaçãoFonte: Galp Energia; Diário da República; análise A.T. Kearney

Gasolina

Gasóleo

Tipo de combustível Matérias-primas Características técnicas Limitações técnicas

Caracterização dos biocombustíveis até 2020 Transportes1

53

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 meta dos Transportes, de apenas 1,2% nos 10% necessários (assumindo 55,3% de electricidade renovável e um factor multiplicativo de 2,5 para efeitos de cálculo de cumprimento da meta).

Figura 49. Contribuição de FER no sector dos transportes em 2020 (%)

Fonte: LNEG; INESC; Análise A.T. Kearney

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 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).

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:

11656/3272/12

A manutenção da política de Biocombustíveis e a penetração esperada do veículo eléctrico não permite atingir o objectivo de 10,0% nos transportes

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/m3 PCI biodiesel =0,788 tep/m3

Fonte: MARKAL/DGEG; Análise A.T. Kearney

Contribuição de FER no sector dos transportes em 2020 (%)

1,2

0,45,3

3,1

Total

10,0

Bioetanol

6,9

Electricidade FERBiodiesel

Máximo de incorporação de 7% em volume de FAME

Máximo de incorporação de 2,5% em energia

55,3% de electricidade renovávelFactor de 2,5 no VE para efeitos de cálculo de cumprimento da meta europeia

Transportes1

Objectivo

Em falta

Previsto / expectável

54

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 semelhança de outros países europeus inclusivamente com níveis de incorporação superiores (Figura 50).

Figura 50. Peso do Bioetanol no total de gasolina (% Mtep; 2010)

Fonte: EurobservER; IEA; Análise A.T. Kearney

11956/3272/12

Portugal deve reforçar a aposta na incorporação de Bioetanol, à semelhança de outros países europeus com maior consumo de Biocombustíveis

Nota: incorporações definidas em teor energéticoFonte: EurobservER 2011; MARKAL/DGEG; Análise A.T. Kearney

Transportes1

0,0%0,2%

0,3%0,3%

1,0%1,1%

1,4%

2,4%2,5%

2,9%3,0%3,0%

3,3%3,5%3,5%3,6%

3,9%

4,4%

4,9%

5,7%

6,7%

0,4%

Recomendação da UE: 5%

55

O aumento da quota de penetração dos combustíveis de 1ª geração nos Transportes deixa por cumprir um diferencial de cerca de 0,4% para o objectivo (Figura 51).

Figura 51. Acções a desenvolver para cobrir diferencial para a meta dos Transportes


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

12056/3272/12

O aumento da quota de penetração dos combustíveis 1G nos transportes deixa um diferencial de ~0,4% para o objectivo por cumprir

Acções a desenvolver para cobrir diferencial para a meta de 10,0% nos Transportes

0,4%

0,4%

2,3%3,1%

Diferencial para meta após extensão de políticas actuais

Aumento da quota de Bioetanol (para

5% em energia)

Aumento da quota de Biodiesel 1G (para 10% em volume)

Diferencial para meta

Transportes1


56

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. Esta seria inclusivamente a acção mais recomendável (Figura 52).

Figura 52. Alternativas estratégicas para o cumprimento do diferencial na meta dos Transportes


Apesar de uma possível renegociação da meta, a evolução do sobrecusto do biodiesel 2G deverá continuar a ser acompanhada de perto de forma a ser possível aferir, de forma periódica, sobre a 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.

12156/3272/12

O diferencial de ~0,4% pode ser cumprido por duas alternativas, todavia, dados os custos envolvidos deve ser equacionado o não cumprimento da meta Transportes1

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 veículoFonte: UE; Análise A.T. Kearney

Alternativas para o cumprimento do diferencial na meta dos Transportes

Desafio para cumprimento do diferencial

Racional e argumentos

de discussão da alternativa

Alternativa recomendada

Não necessita de investimento público

Facilidade de implementação (depende apenas de regulamentação)

Elevado custo anual (~12 M€) para o consumidor

Incorporação de Biodiesel 2G

Aumento da penetração do veículo eléctrico

Incorporar Biodiesel 2G em ~0,5% em 2020

Aumentar em ~130 mil veículos eléctricos em

2020

Reforço da posição de Portugal na aposta no desenvolvimento do veículo eléctrico

Elevado custo na subsidiação (~0,63 B€) para o Estado

Exequibilidade dependente dos consumidores (alteração comportamental) e da evolução da tecnologia

A evolução do sobrecusto do biodiesel 2G deve ser acompanhada de forma a analisar-se a sua competitividade face ao gasóleo

+

-

+

-

Não cumprimento dos 10,0% nos transportes

Cumprir ~9,6%

Evita maior investimento público e custos adicionais para o consumidor final

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

+

-

+

-

57

c. Revisão do Plano de Acção no eixo Electricidade

A revisão do eixo da Electricidade deve revisitar o quadro tarifário e identificar alternativas à necessidade de redução de consumo de energia primária (Figura 53).

Figura 53. Variáveis de revisão do eixo electricidade

i. Revisão do quadro tarifário da PRE para Fontes de Energia Renovável

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).

12256/3272/12

A revisão do eixo da Electricidade deve revisitar o quadro tarifário e identificar alternativas à necessidade de redução de consumo de energia primária Electricidade2


Revisão do quadro tarifário da PRE para Fontes de Energia Renovável

Benchmarking de regimes remuneratórios utilizados na Europa para avaliação da adequação de diferentes esquemas de remuneração

Definição do regime de remuneração adequado ao contexto actual e em função das metas FER a atingir

Identificação do mix de tecnologias necessário para atingir metas FER

Identificação das tecnologias a incentivar em função do seu grau de maturidade tecnológica, custo e benefício para o sistema

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 não será necessário instalar potência adicional nem rever tarifas até 2014

Variáveis de revisão do eixo Electricidade

i ii

Slide doc

58

Figura 54. Mecanismos de suporte actuais por aplicação FER

CfD: Contracts for Difference Fonte: Comissão Europeia, ECOFYS, MIT CEEPR, análise A.T. Kearney

Portugal, à semelhança da maioria dos países europeus, adoptou tarifas Feed-in de apoio às FER-E e quotas e incentivos nos restantes sectores (Figura 55).

Figura 55. Mecanismos de apoio às FER na UE-27

(1) Mecanismo existente até 2010 (retirado no âmbito dos planos de austeridade lançados) Fonte: Comissão Europeia, ECOFYS

12256/3175/11

DRAFT

FER -A&A FER -TFER -E

Existem vários mecanismos de suporte ao desenvolvimento de FER, sendo os directos os mais relevantes, sobretudo no equilíbrio entre tarifas e incentivos

Mecanismos de suporte actuais por aplicação FER

Directos

Indirectos

Tarifa fixa

Feed-in Tariffs (FiT – Fixa ou CfD)

Leilões (tenders)

Feed-in Premiums (FiP)

Obrigações de quota/certificados (TGCs, ROCs ou RPS)

Subsídios ao investimento

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. shallowconnection charging; custos de desvios à produção)

Regras de discriminação positiva (e.g. acesso à rede para FER; prioridade de entrada em sistema de FER)

CfD: Contracts for DifferenceFonte: Comissão Europeia; ECOFYS; MIT CEEPR; análise A.T. Kearney

Tarifa variável

Electricidade2

Incen-tivos

12356/3175/11

DRAFT

Portugal, à semelhança da maioria dos países europeus, adoptou Feed-in de apoio às FER-E e quotas e incentivos nos restantes sectores

MAL CYP EST POL LUX GRE LIT IRL HOL ITA R.U. DIN ALE CZE POR ESP HUN BUL ROM LET ELQ ELV FIN BEL AUS FRA SUE

Feed-In X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X

Premiums X X X X X X X

Subsídios X X X X X X X X X X X

Incentivos

fiscaisX X X X X X X X

Isenções

fiscaisX X X X X X X X X X

Quotas X X X X X X

Subsídios X X X X X X X X X X X X (1) X X X X X X X X X X

Incentivos

fiscaisX X (1) X X

Isenções

fiscaisX 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 X X X

Isenções

fiscaisX 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; análise A.T. Kearney

Ele

ctr

icid

ad

eA

&A

Tra

ns

Mecanismos de apoio às FER na UE-27

59

No caso específico do suporte à produção de electricidade a partir de energias renováveis, a Feed-In 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.

60

Figura 56. Principais instrumentos de suporte de FER-E na UE-27

Nota: O padrão de cores representa uma combinação de instrumentos Fonte: Comissão Europeia, ECOFYS

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.

12456/3175/11

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 Electricidade2

Principais instrumentos de suporte de FER-E na UE-27

Quotas/certificados

Feed-in tariff (FiT)

Feed-in premium (FiP)

Outros instrumentos

França

Chipre

Irlanda

R.U.

Dinamarca

Suécia Estónia

Letónia

Lituania

Polónia

Alemanha

Itália

Roménia

Bulgária

Grécia

Finlândia

Rep. Checa

ÁustriaHungria

Eslováquia

Bélgica

Luxemburgo

Eslovénia

Espanha

Portugal

Holanda

61

Na Alemanha, foi implementado um regime tarifário de FiT fixa, decretado pelo EEG (Erneuerbare-Energien-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.

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 evolução do preço de mercado (Figura 57).

Figura 57. Tipos de Feed-in para remuneração de FER em electricidade (identificação do modelo português)

Fonte: Comissão Europeia, ECOFYS, MIT CEEPR, análise A.T. Kearney 12656/3272/12

DRAFTA tarifa de Feed-in de remuneração às FER-E em Portugal é fixa (evolui com IPC) e não sensível à evolução do preço de mercado...

FiTFixa

Fonte: Comissão Europeia; ECOFYS; MIT CEEPR; análise A.T. Kearney

Tipos de Feed-in para remuneração de FER em electricidade

Electricidade2

FiTCfD

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 sobre-remuneração

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 poolé 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

62

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 modelo

Figura 58. Componentes de FiT actual (remuneração mensal)


Apesar destas limitações, os esquemas remuneratórios praticados na última década estão relativamente alinhados com as referências europeias – Espanha e Alemanha (Figura 59).

12756/3272/12

... e o cálculo da remuneração, além de conceptualmente complexo, não é revisto periodicamente para reflectir a evolução das tecnologias e dos custos

Componentes de FiT actual (remuneração mensal)

Fonte: DGEG; ERSE; Diário da República (DL 225/2007); análise A.T. Kearney

Electricidade2

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

Custo evitado

na construção

de novas

centrais con-

vencionais

(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

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

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

Factor que

diferencia o

tarifário por

tecnologia

Permite

ajustar tarifa

para tornar

cada

tecnologia

financeira-

mente viável

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

KMHOm PFm PVm PAm Zx [ + + x ] x1

(1-LEV)

IPCm-1

IPCref

x

Principais limitações identificadas:

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)

Validade diferenciada por tecnologia (12-25 anos), mas sem considerar payback real do investimento ou vida útil da central

Revisão realizada quando conveniente e não de forma periódica, incluindo o factor tecnológico (que não assume curva de

aprendizagem da tecnologia) e as componentes de custo evitado (revistas uma vez desde o início do modelo)

63

Figura 59. Síntese do benchmarking de melhores práticas no incentivo a renováveis

Fonte: 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 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).

13056/3272/12

Ainda assim os esquemas remuneratórios praticados na última década estão alinhados com as referências europeias – Espanha e Alemanha Electricidade2

Síntese do benchmarking de melhores práticas no incentivo a renováveis

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 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

12

10

8

6

4

2

0

201020082006200420022000

12

10

8

6

4

2

0

201020082006200420022000

Rentabilidade (TIR) média de um projecto de eólica onshore (%)

Rentabilidade (TIR) média de um projecto em solar PV (%)

64

Figura 60. Opções de modelo tarifário futuro

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.

Figura 61. Vantagens e desvantagens de sistemas de suporte directos alternativos

13356/3272/12

O modelo tarifário objectivo deve assumir um formato mais simples e objectivo face ao actualmente em vigor Electricidade2

Opções de modelo tarifário futuro

Opção A: Ajuste ao modelo actual Opção B: Novo modelo

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

Modificação do factor Z como forma de ajustar a tarifa à maturidade tecnológica e custo real de produção de cada tecnologia

Actualização das parcelas de custos evitados

Descrição

Vantagens e desvantagens

Solução que apresenta menor ruptura com o modelo actualmente em vigor, e que poderá enfrentar menor resistência por parte do mercado e do sector

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)

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)

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)

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

13456/3272/12

Dada a eficácia já comprovada e a facilidade de operacionalização, propomos a manutenção de um esquema de FiT fixa Electricidade2

FiT Fixa FiT CfD Leilão FiP CertificadosIncentivos

Certeza nos cash-flows futuros (reduz risco e facilita financiamento)

Baixo peso administrativo ou regulatório sobre o sistema reduzindo barreiras à entrada no mercado

Eficácia comprovada em toda a Europa

Certeza nos cash-flows futuros (reduz risco e facilita financiamento)

Incentiva produtores (se não intermitentes) a tomar decisões operacionais mais eficientes (recebem o upside de um preço pool > FiTacordada)

Dificuldade em determinar a remuneração mais adequada

Complexidade na operacionalização e controlo central (monitorização de tarifas médias de mercado vs. electricidade entregue à rede)

Certeza nos cash-flows futuros (investidor define tarifa que pretende receber durante o projecto)

Modelo mais eficiente para o sistema, ao permitir alcançar objectivos de FER ao menor custo

Complexidade no desenho e execução dos leilões

Possível “cartelização” dos produtores

Dificuldade em controlar a qualidade dos projectos

Risco de não execução por falta de financiamento

Proporciona maior liquidez ao mercado

Incentivo de mercado para abastecimento eficiente (entrega de mais energia em horas de pico) -apenas no caso de tecnologias não intermitentes

Exposição ao risco de curto prazo do preço da pool(investidor requer TIR mais elevada e maior dificuldade de financiamento)

Possível sub-investimento num cenário de preço da pool baixo ou sobre-remuneraçãonum cenário de preço alto

Incentiva tecnologias renováveis mais eficientes em custos (embora exista o risco do desenvolvimento mono-tecnologia)

Tarifa de certificados definida pelo mercado (e não pelo sistema)

Pressão monopsonistasobre preço dos certificados através de compra preferencial

Aumenta risco para investidor (duplo efeito de mercado: pool + certificados) e dificulta financiamento

Mecanismo complexo, de difícil implementação

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)

Modelo de elevado custo para o sistema se incluído no Orçamento de Estado

Difícil de alinhar com metas de FER, uma vez que é menos eficaz que a tarifa

Dificuldade em determinar a remuneração mais adequada

Ausência de incentivo de mercado para abastecimento eficiente (entrega de energia em horas de pico) –apenas no caso de tecnologias não intermitentes

Tarifa Fixa Tarifa Variável


Opção recomendada

Va

nta

ge

ns

Des

va

nta

ge

ns

65

Fonte: Comissão Europeia, ECOFYS, MIT CEEPR, análise A.T. Kearney

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 garantida sobre um sistema de tarifa fixa constante (Figura 62 e Figura 63).

Figura 62. Opções tarifárias associadas à Utilização

11 Trata-se do número anual de horas de produção de energia eléctrica à potência nominal do centro

electroprodutor

13756/3272/12

As diferenças existentes nas horas de utilização entre parques justificam uma tarifa fixa controlada pela utilização


Opções associadas à Utilização (1/2) Electricidade2

Opção B: Tarifa escalonada

Opção A: tarifa fixa constante

x

Receitatotal

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

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

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

Apoio

Receita necessária para garantir retorno às X horas

Impacto do escalonamento na tarifa

Downside

Upside

Tarifa Escalonada (retorno às X h)

Tarifa fixa (retorno às X h)

Horas de funcionamento

Opção recomendada

66

Figura 63. Opções associadas ao limite de horas de remuneração garantida

Fonte: Comissão Europeia, ECOFYS, MIT CEEPR, análise A.T. Kearney

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,

13856/3272/12

Do ponto de vista do produtor, é preferível um cap de utilização por horas acumuladas e não por horas de utilização anuais


Electricidade2

Apoio

Opções associadas à Utilização (2/2)

Opção B: Limite horas acumulado

Opção A: Limite horas anual

Tarifa(€/MWh)

Quando a utilização de um determinado parque é superior à média esperada (limite anual), a remuneração é feita a mercado, colocando um capsobre 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)

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 downsideque existe está afastado no tempo (permite a recuperação do investimento de forma mais rápida)

Impacto do limite em utilização

Horas de funcionamento

PreçoPool

Opção recomendada

Ano 1 Ano 2 Ano n

(…)

(…)

Tarifa fixa

limite anual

Tarifa fixa

limite acum.

Limite de horas/ anos da tarifa

67

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

68

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.

69

Figura 64. Tarifa estimada 2020 vs. Custo marginal central CCGT (€2012/MWh)

Nota: tarifa base em 2020 assumindo rentabilidade mínima com validade de tarifa de 25 anos, excepto para tecnologias com vida útil de 20 e 15 anos; Pressupostos: RSU – Valor de investimento inicial, que oscila entre os 3,7 e os 4,7 M€/MW, subsidiado em um terço, 6.000 horas de funcionamento equivalentes à 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 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 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.

14556/3272/12

O esforço de suporte tarifário deve ser realizado em tecnologias que minimizem o custo sobre o preço de mercado Electricidade2

224

177

139

1019992

716554

75

50

BiomassaEólica onshore

Mini-hídrica

RSUCusto Marginal

CCGT 2020

Pool 2011 Biogás

+50%

Eólica offshore

(Floating)

CSPSolar PV (micro)

180

Solar PV (central)

Eólica off-shore (Mono-

pile)

Nota: tarifa base em 2020 assumindo rentabilidade mínima com validade de tarifa de 25 anos, excepto para tecnologias com vida útil de 20 anosPressupostos : RSU – Valor de investimento inicial, que oscila entre os 3,7 e os 4,7 M€/MW, subsidiado em um terço, 6.000 horas de funcionamento equivalentes à 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 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 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 storage), 3.300 horas equivalentes à potência nominal, custos de manutenção de cerca de 2% do valor de investimento inicial, vida útil de 30 anosFonte: REN; Análise A.T. Kearney

70

Figura 65. Âmbito de aplicação das novas tarifas


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 reger-se 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.

15056/3272/12

O novo modelo tarifário apenas deverá ser aplicado a potência por atribuir, sendo de avaliar a sua aplicabilidade em projectos sem contrato Electricidade2

Âmbito de aplicação das novas tarifas


Status (2011) Caracterização (potência em GW) Aplicabilidade do novo modelo

Desaconselha-se a aplicação retroactiva pela violação do princípio de segurança jurídica e impacto negativo sobre investimentos futuros

Ligados

Em construção

Em licenciamento

Sem PR atribuído

Potência por atribuir

Projectos actualmente ligados à rede e a produzir e entregar electricidade

Projectos licenciados e com ponto de recepção atribuído

Projectos com ponto de recepção atribuído mas pendentes (p.e. avaliação ambiental)

Projectos com Pedido de Informação Prévia (PIP) sem ponto de recepção atribuído

Capacidade ainda não solicitada / não atribuída

Possibilidade de estender prazo de término da tarifa com redução de tarifa (opcional)




Aplicação de novas tarifas

5,5 GW

0,7 GW

--

Com potência atribuída

Projectos com capacidade de potência e tarifa atribuídos (com ou sem PIP/concursos)


0,2 GW

0,6 GW

71

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).

Figura 66. Resumo dos LCoE analisados por tecnologia

(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

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).

23456/3272/12

Uma das novas características do regime deve ser o alinhamento das tarifas com o custo de geração de electricidade e a sua evolução no tempo

(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

LCoE(2010; €/MWh)

LCoE(2020; €/MWh)

CapEx(k€/MW)

OpEx NEP(h)

Vida útil(anos)

Mini-hídrica(1)

EólicaOn-shore

EólicaOff-shore mono-pile

FotovoltaicaCentral

FotovoltaicaMicrogeração(2)

Solar Termoeléctrica (CSP)Cilindro com storage

Solar Termoeléctrica (CSP)Torre com storage

TérmicaResíduos Sólidos Urbanos (RSU)(3)

TérmicaBiomassa - BFP

TérmicaBiogás(4)

61

64

119

220

308

218

226

58

90

92

58

59

94

124

163

153

159

48

85

90

1.600

1.400

3.000

2.700

3.800

7.000

13.000

4.700

2.700

3.700

40 k€/MW.ano

30 k€/MW.ano

115 k€/MW.ano

25 k€/MW.ano

40 k€/MW.ano

150 k€/MW.ano

220 k€/MW.ano

550 k€/MW.ano-77 €/MWh

60 k€/MW.ano50 €/MWh

320 k€/MW.ano

2.600

2.300

3.300

1.500

1.500

3.300

5.600

6.000

6.000

8.000

40

25

20

25

25

30

30

25

30

15

-4%

-8%

-21%

-43%

-47%

-30%

-30%

-17%

-6%

-2%

EólicaOff-shore floating

246 199 7.500 115 k€/MW.ano 3.300 20-19%

72

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).

Figura 67. LCoE de mini-hídrica (<10MW)

Energia eólica

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.

23556/3272/12

Mini-hídrica (<10 MW)Principais indicadores (Validação: LNEG)

757679

585961

383839

120

100

80

60

40

20

0

202020182016201420122010

-0.5%

Fonte: DGEG; LNEG; ECOFYS; E.Value; IDAE; Análise A.T. Kearney

Caracterização económica e tecnológica Projecção LCoE 2020 (€/MWh)

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

LCoE 2010 (€/MWh)

15

CapEx

OpEx

61

46

CapEx = 1.600 k€/MW

OpEx = 40 k€/MW.ano

NEP = 2.600 h

Vida útil = 40 anos

Taxa de desconto = 6,9%

Cenário Alto

CapEx = 1.900 €/MW NEP = 2.300 h

Cenário Baixo

CapEx = 1.000 €/MW NEP = 2.900 h

Cenário BaixoCenário baseCenário Alto

TCMA

73

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).

Figura 68. LCoE de eólica onshore

Os 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

23656/3272/12

Eólica on-shorePrincipais indicadores (Validação: INESC, LNEG)

7274

78

596164

414244

100

80

60

40

20

0

202020182016201420122010

-0,8%

Fonte: DGEG; LNEG; INESC; ECOFYS; E.Value; EWEA; IDAE; Análise A.T. Kearney


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

LCoE 2010 (€/MWh)

13

CapEx

OpEx

64

51



NEP = 2.300 h



Cenário Alto

CapEx = 1.600 €/MW NEP = 2.100 h

Cenário Baixo

CapEx = 1.000 €/MW NEP = 2.600 h


TCMA

74

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).

Figura 69. LCoE de eólica offshore – monopile

23756/3272/12

Eólica off-shore (monopile)Principais indicadores (Validação: INESC, LNEG)

132

141

169

94102

6974

87

0

50

100

150

200

119

202020182016201420122010

-2,4%



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

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

LCoE 2010 (€/MWh)

35

CapEx

OpEx

119

84


OpEx fixo = 115 k€/MW.ano

NEP = 3.300 h



Cenário Alto

CapEx = 3.500 €/MW NEP = 2.600 h

Cenário Baixo

CapEx = 2.500 €/MW NEP = 4.000 h


TCMA

75

Figura 70. LCoE de eólica offshore – floating

Energia solar fotovoltaica

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 matéria-prima; 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).

23856/3272/12

Eólica off-shore (floating)Principais indicadores (Validação: INESC, LNEG)

294

312

366

199211

137145

168

0

50

100

150

200

250

300

350

400

202020182016201420122010

-2,1%246




Tecnologia só deverá ser considerada comercialmente

após 2020

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

LCoE 2010 (€/MWh)

35

CapEx

OpEx

246

211


OpEx fixo =115 k€/MW.ano

NEP = 3.300 h



Cenário Alto

CapEx = 9.000 €/MW NEP = 2.600 h

Cenário Baixo

CapEx = 6.000 €/MW NEP = 4.000 h


TCMA

76

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).

Figura 71. LCoE de solar fotovoltaica (utility-scale)

23956/3272/12

Fotovoltaica – centralPrincipais indicadores (Validação: INESC, LNEG)

188

229

333

124

151

220

80

97

141

0

100

200

300

400

2014

-5,5%

20202018201620122010

Fonte: DGEG; LNEG; INESC; ECOFYS; E.Value; EPIA; IDAE; Análise A.T. Kearney



De entre as tecnologias com potencial de viabilidade

económica na próxima década, deverá ser a de maior

evolução da curva de aprendizagem

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)

LCoE 2010 (€/MWh)

20

CapEx

OpEx

200

220 CapEx = 2.700 k€/MW


NEP = 1.500 h



Cenário Alto

CapEx = 3.000 €/MW NEP = 1.100 h

Cenário Baixo

CapEx = 2.200 €/MW NEP = 1.900 h

Cenário baseCenário Alto Cenário Baixo

TCMA

77

Figura 72. LCoE de solar fotovoltaica (micro-geração)

Energia solar termoeléctrica (CSP)

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

24056/3272/12

Fotovoltaica – micro-geração(1)

Principais indicadores (Validação: INESC, LNEG)

291

362

549

163

203

308

114

142

215

0

100

200

300

400

500

600

201820162012 20142010

-6,1%

2020

(1) Valor de referência para instalação residencialFonte: DGEG; LNEG; INESC; ECOFYS; E.Value; EPIA; IDAE; Análise A.T. Kearney


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

LCoE 2010 (€/MWh)

27OpEx

CapEx 281

308 CapEx = 3.800 k€/MW


NEP = 1.500 h




TCMA

78

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).

Figura 73. LCoE de solar termoeléctrica – Cilindro parabólico com armazenamento

24156/3272/12

Solar Termoeléctrica (CSP) – Cilindro com storagePrincipais indicadores (Validação: LNEG)

187

208

268

153169

218

112

124

160

0

50

100

150

200

250

300

202020182016201420122010

-3,5%

Fonte: DGEG; LNEG; ECOFYS; E.Value; ESTELA; IDAE; Análise A.T. Kearney



Deverá sustentar a sua queda no aumento de escala

(dimensão óptima ~200 MW)

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

LCoE 2010 (€/MWh)

44

CapEx

OpEx

218

174



NEP = 3.300 h



Cenário Alto

CapEx = 8.000 €/MW NEP = 3.000 h

Cenário Baixo

CapEx = 6.000 €/MW NEP = 4.000 h


TCMA

79

Figura 74. LCoE de solar termoeléctrica – Torre com armazenamento

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).

24256/3272/12


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)

Solar Termoeléctrica (CSP) – Torre com storagePrincipais indicadores (Validação: LNEG)

192

213

274

159

176

226

131

145

187

0

50

100

150

200

250

300

2010 2014

-3,5%

2020201820162012

Fonte: DGEG; LNEG; ECOFYS; E.Value; ESTELA; IDAE; Análise A.T. Kearney


LCoE 2010 (€/MWh)

39

CapEx

OpEx

226

187



NEP = 5.600 h



Cenário Alto

CapEx = 14.000 €/MW NEP = 5.000 h

Cenário Baixo

CapEx = 11.000 €/MW NEP = 6.000 h


TCMA

80

Figura 75. LCoE de central térmica de Resíduos Sólifos Urbanos (RSU)

(1) Considerando a subsidiação de um terço do valor de investimento inicial

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 motor-gerador 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).

24356/3272/12

Térmica – Resíduos Sólidos Urbanos (RSU)Principais indicadores (Validação: LNEG)

80

84

94

4851

58

2527

33

0

20

40

60

80

100

202020182016201420122010

-1,9%

(1) Considerando a subsidiação de um terço do valor de investimento inicial, valores relativos a unidades de incineraçãoFonte: DGEG; LNEG; ECOFYS; E.Value; IDAE; Análise A.T. Kearney



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)

LCoE 2010(1) (€/MWh)

-23

-77

89

Subsídio

58

69CapEx

OpEx

Combust.


OpEx fixo = 550 k€/MW.ano

OpEx var. = -77 €/MWh

NEP = 6.000 h



Cenário Alto

CapEx = 5.500 €/MW NEP = 5.000 h

Cenário Baixo

CapEx = 4.000 €/MW NEP = 7.000 h


TCMA

81

Figura 76. LCoE de central térmica de Biomassa Florestal

Biogás 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).

24456/3272/12

Térmica – Biomassa (BFP)Principais indicadores (Validação: LNEG)

100102

108

858690

747577

2010

-0,6%

100

140

120

2012 2014 2016 2018 2020

0

20

40

60

80

Fonte: DGEG; LNEG; ECOFYS; E.Value; IDAE; Análise A.T. Kearney



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

LCoE 2010 (€/MWh)

10

43

CapEx

OpEx

Combust.

90

37



OpEx var. = 50 €/MWh

NEP = 6.000 h



Cenário Alto

CapEx = 3.200 €/MW NEP = 5.000 h

Cenário Baixo

CapEx = 2.200 €/MW NEP = 7.000 h


TCMA

82

Figura 77. LCoE de central térmica de Biogás

(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).

24556/3272/12

Térmica – Biogás(1)

Principais indicadores (Validação: LNEG)

128129132

909092

808082

0

20

40

60

80

100

120

140

202020182016201420122010

-0,3%

(1) Instalação com custo nulo da matéria-prima; o LNEG estima um custo de 55€/MWh adicional no caso de uma exploração agro-pecuáriaFonte: DGEG; LNEG; ECOFYS; E.Value; IDAE; Análise A.T. Kearney



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)

LCoE 2010 (€/MWh)

40

CapEx

OpEx

92

52



NEP = 8.000 h



Cenário Alto

CapEx = 4.200 €/MW NEP = 6.000 h

Cenário Baixo

CapEx = 3.000 €/MW NEP = 8.000 h


TCMA

83

Figura 78. Critérios de avaliação das tecnologias

Figura 79. Avaliação das tecnologias nos critérios definidos

(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

14156/3272/12

O nível de incentivo a atribuir às distintas tecnologias FER no sistema de remuneração deve reger-se por critérios económicos e de disponibilidade…

Critérios de avaliação das tecnologias


Electricidade2

Disponibilidade do recurso

Descrição

Capacidade

máxima alcançável

estimada de

aproveitamento do

recurso, em função

de factores

económicos,

ambientais e

estratégicos

Valor actual nivelado

(LCoE) dos

encargos totais de

geração para o

produtor de cada

unidade de energia

entregue à rede

Pertinência

Adequação

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

A avaliação do

potencial de

expansão de cada

recurso é

fundamental na

definição da

estratégia FER e na

alocação do esforço

de promoção

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

Cabe ao sistema

tarifário incentivar a

prioritização dos

recursos mais

rentáveis

O nível de incentivo

é definido pela

diferença entre a

remuneração e o

custo (margem)

A periodicidade de

revisão da tarifa

deve ser adequada

ao ritmo de

evolução do custo

Na presença de

volatilidade deve

fomentar-se a

existência de perfis

complementares

Competividade actual

Competividade futura

Previsibilidade na produção

14256/3272/12

… alinhando factores estratégicos de cumprimento dos compromissos assumidos com características intrínsecas de cada tecnologia Electricidade2

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 florestaisFonte: DGEG; LNEG; ECOFYS; E.Value; IDAE; EWEA; EPIA; ESTELA; Análise A.T. Kearney

Factor estratégico

Garantir 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

Mini-hídricaEólica

On-shoreEólica

Off-shoreSolar PVCentral

Solar PVMicro

CSP Storage

TérmicaRSU

TérmicaBiomassa

TérmicaBiogás

Elevado Reduzido

(~0,25 GW(1)) (~0 GW(7))(~1,0 GW(2)) ( ~1,0 GW(4)) ( ~1,0 GW(4)) ( ~0,5 GW(4)) (~0 GW(6))

Competitividade actual em custos

Competitividade futura em custos

Disponibilidade de recurso

Previsibilidadena produção

( ~0 GW(5))( ~0,2 GW(3))

84

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).

85

Figura 80. Evolução da potência eólica instalada em Portugal (GW)

Fonte: DGEG; LNEG; REN; Análise A.T. Kearney

Em relação à energia solar, o diagrama de irradiação em Portugal é claramente favorável face a outras localizações europeias, e estima-se que seja possível acomodar entre 1,5 e 2,5 GW de capacidade fotovoltaica (utility-scale e micro) e termoeléctrica de concentração (Figura 81).

Figura 81. Potencial de capacidade solar em Portugal

14656/3272/12

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

5,35,35,35,25,0

4,84,64,54,4

0,3

4,3

3,9

3,5

3,0

2,4

1,7

1,0

0,50,30,20,10,1

2005 2015 2017 201920042003 2020

0,7

6,3

20202008

+64%

201120092007

+2%

2000

+4%

+15%

20182001 20132002 201620102006 2012 2014

Evolução da potência eólica instalada (GW)

Electricidade2

Capacidade adicional que minimiza as perdas de energia renovável (de acordo com simulações do VALORAGUA)

Limite teórico de capacidade a instalar acima das 2.150 horas (com rentabilidade positiva)

limite teórico

Apoio

Slide doc

14856/3272/12

O diagrama de irradiação favorável permite acomodar entre 1,5 e 2,5 GW de capacidade de base solar Electricidade2

(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 PVFonte: LNEG; APREN; Análise A.T. Kearney

Índice de produção(1) kWh/kWhp (horas) Cenários de potencial solar 2020 (GW)

Cenárioconservador

Cenáriooptimista

2,5

1,5

Cenário conservador

Objectivo

4,8

1,6

APREN Comissão Europeia(SET Plan(2))

Potencial de capacidade solar em PortugalApoio

Slide doc

86

(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.

87

Figura 82. Ordem de mérito de promoção de FER com base em tarifas estimadas de 2020 (GW; €2012/MWh)


Uma vez que o cumprimento do objectivo de incorporação de FER na energia eléctrica é possível sem novos licenciamentos e uma vez que eventuais novos licenciamentos de tecnologias FER 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).

14756/3272/12

Existem mais de 4 GW de potência FER para colmatar atrasos das medidas de eficiência energética e apoiar no cumprimento das metas

Ordem de mérito de promoção de FER com base nas tarifas de 2020

(GW; €2012/MWh)

Electricidade2

Nota: os 4 GW de Eólica offshore (floating) só são activos comercialmente após 2020; Para a eólica onshore foi considerado 0,5% de perdas, 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

65

1,0 8,03,53,02,5

180

2,01,50,50,0

Eólicaoffshore

(Floating)

224

Solar PV(Micro)

CSP

177

Solar PV(Central)

101

139

Eólica off-shore(Mono-pile)

Eólicaonshore

71

Mini-hídrica

4,0 GWTecnologia intermitente

Tecnologia com despacho

Adicionalmente, a capacidade de controlo de despacho deve ser considerada

como factor de avaliação qualitativa a par do custo da tecnologia

88

Figura 83. Modelos de atribuição de capacidade


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.

15256/3272/12

Dependendo da tecnologia e escala, a atribuição de capacidade deve ser feita através de um processo reactivo (PIP), a tarifa fixa ou beauty contest

Critério de

atribuição

Adequação

PIP: Pedido de Informação PréviaFonte: Análise A.T. Kearney

Electricidade2

Modelos alternativos para atribuição de capacidade

Processo reactivo(Renováveis na Hora)

Beauty Contest Leilão

Por pedido (PIP) para

uma tarifa (€/MWh)

predefinida sempre que

se cumpram todos os

requisitos mínimos a

definir pela DGEG

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 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

Resíduos, Biomassa,

Biogás e CSPN.A.

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 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

Atribuição a tarifa fixa

Por ordem de chegada

para uma tarifa (€/MWh)

predefinida

Se procura > oferta,

atribuição pro-rata ou

acordo entre promotores

(sem acordo -> leilão)

Modelo simples definido

para um máximo de

potência a atribuir

Garante o acordo das

entidades promotoras

Adequado para

tecnologias

estabelecidas

Solar PV (pro-rata),

eólica e mini-hídrica

89

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

90

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 cumprimento dos objectivos do PNAEE e PNAER, conforme ilustrado na Figura 83.

Figura 84. Matriz de análise de cumprimento em 2014

1. Num cenário de não cumprimento do PNAER, dependendo do objectivo em incumprimento, deverão ser consideradas as seguintes acções:

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

15956/3272/12

A estratégia a definir para o período de 2015-20 depende do grau de (in)cumprimento dos objectivos do PNAEE e PNAER

1 3

2

Matriz de análise de cumprimento em 2014

Cumprimento

PNAER e PNAEE

Não cumprimento PNAER

Não cumprimento PNAER e PNAEE

Não cumprimento PNAEE

Diferencial entre o valor real e o valor expectável de consumo de energia primária

Diferencial entre o valor expectável e o valor real de incorporação de FER

Consumo de energia primária >21,8Mtep

Consumo de energia primária <21,8Mtep

Não cumprimento de pelo menos

um dos objectivos de incorporação

FER

Cumprimento de todos os

objectivos de incorporação FER

91

‒ 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)

92

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

93

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

94

Anexos

a. Benchmarking de medidas de Eficiência Energética

16856/3272/12

Renovação do parque de equipamentos

Remodelação habitacional

Promoção da construção de edifícios com consumo

energético quase nulo(1) (2)

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 (2)

Definição alargada de requisitos mínimos de EE em

produtos com impacto no consumo energético

Realização obrigatória de inspecções e manutenções

Formação em eficiência energética (construção civil)

Investimento público (monetário/fiscal)

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

(1) No âmbito da directiva 2010/31/EU (2) A sua implementação encontra-se a decorrerFonte: Planos de eficiência energética dos países apresentados; Análise A.T. Kearney

Pouco significativo

Muito significativo

Tipologia das medidas

95

16956/3272/12

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

Criação de cursos de formação em EE (1)

Melhoria da eficiência de instalações de tratamento de

água

Renovação dos edifícios públicos

Campanhas de informação (2)

Investimento público (monetário)

No Estado, Portugal está alinhado com as melhores práticas europeias embora com menor nível de investimento público

(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

Pouco significativo

Muito significativo

Medidas de EE no Estado e Administração


17056/3272/12

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


A linha de acção na Indústria deve passar pelo reforço dos planos de racionalização obrigatórios

Fonte: Planos de eficiência energética dos países apresentados; Análise A.T. Kearney

Pouco significativo

Muito significativo

Medidas de EE em Indústria


96

17156/3272/12

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

Rotulagem de carros e pneus de acordo com o nível

de eficiência energética(1)

Criação de um programa de mobilidade eléctrica

Promoção dos modos suaves

Definição de requisitos mínimos mais exigentes na

performance energética dos veículos


Nos Transportes Portugal está em linha com os seus pares à excepção da limitação de veículos menos eficientes e desincentivo ao motor de combustão

(1) Em implementaçãoFonte: Planos de eficiência energética dos países apresentados; Análise A.T. Kearney

Pouco significativo

Muito significativo

Medidas de EE em Transportes


17256/3272/12

Auditorias energéticas e planos de actuação no sector

da agricultura e da pesca

Promoção e formação em técnicas de melhoria de

eficiência energética

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


O potencial de eficiência no sector da Agricultura e Pesca ainda se encontra por explorar no âmbito do PNAEE

Nota: Apesar de não constarem no PNAEE, algumas áreas foram abordadas pelo Ministério de Agricultura e PescasFonte: Planos de eficiência energética dos países apresentados; Análise A.T. Kearney

Pouco significativo

Muito significativo

Medidas de EE em Agricultura e Pesca


97

17356/3272/12

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)

Investimento público (monetário/fiscal) N/A

Portugal ainda não incorporou no PNAEE o potencial completo da cogeração

(1) Embora não tenha sido realizado um estudo no formato redigido na proposta de directiva 2011/0172, foi elaborado um estudo deexploração do potencial da cogeração(2) Embora não tenha sido incluído no PNAEE, a cogeração foi incentivadaFonte: DGEG; Planos de eficiência energética dos países apresentados; Análise A.T. Kearney

Pouco significativo

Muito significativo

Medidas de EE em Transformação de Energia


17456/3272/12

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)


Pouco significativo

Muito significativo

Portugal seguiu práticas transversais alinhadas com os seus pares, embora não tenha operacionalizado o fundo de financiamento (mas cativou verba)

(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 temdisponibilizado verbas para determinadas medidasFonte: Planos de eficiência energética dos países apresentados; Análise A.T. Kearney

Medidas de EE transversais


98

b. Fichas de seguimento das medidas de eficiência energética

18956/3272/12

T1M1 - Revitalização do abate de veículos em fim de vida

Revitalização do abate de veículos em fim de vida Terminada

Variáveis (V) e pressupostos (P) da metodologia de cálculo Nome Unidade

VVeículos em Fim de Vida, ligeiros de passageiros e mistos, abatidos

anualmente [com idade entre 10-15 anos]N1 Un.

VVeículos 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

PFactor médio de emissões CO2 dos veículos abatidos com idade

compreendida entre 10 e 15 anosEref1 gCO2/vkm

P Factor médio de emissões CO2 dos veículos abatidos com idade >15 anos Eref2 gCO2/vkm

Descrição da medida Estado actual

Metodologia de seguimento (bottom-up)

N1*D*(Eref1-E1)/Ce/1000+N2*D*(Eref2-E2)/Ce/1000 N.A.

Fórmula de cálculo Indicadores top-down

Final Primária

Energia poupada

(tep)51.723 51.723

Custo-benefício

(€/tep)2.631 2.631

Meta a 2016

(tep)51.723 51.723

Execução face a 2016 100%

Meta a 2020

(tep)51.723 51.723


Principais resultados

Nota: A poupança verificada provém da substituição dos carros abatidos por carros mais eficientes

99

19056/3272/12

T1M2 - Tributação Verde

Tributação Verde - Revisão do regime de tributação de veículos particulares A decorrer


V Parque automóvel veículos ligeiros P Un.

VNº de veículos novos ligeiros de passageiros e mistos matriculados com

propulsão a gasóleo--- Un.


propulsão a gasolina--- Un.

V Factor médio de emissões CO2 dos veículos novos com propulsão a gasóleo --- gCO2/vkm

VFactor 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

PFactor 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 CO2 em energia Fc KgCO2/tep

P % do impacto devido ao imposto %I %



(Eref/Fc*1000-Cem)*D*Km*1e-6*%I P8/A1/M5


Final Primária

Energia poupada

(tep)5.599 5.599

Custo-benefício

(€/tep)0 0

Meta a 2016

(tep)15.000 15.000


Meta a 2020

(tep)25.000 25.000



19156/3272/12

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

T1M3 - Pneu Verde: Pneus Eficientes

Pneu Verde: Pneus Eficientes A decorrer


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

PConsumo médio de um veículo com pneus de baixo consumo num ano

(assume uma redução de 1,5%)Cmbc tep/veíc/ano



No ano t: (BC_ano_t-BC_ano_(t-1))*PA*(Cmn-Cmbc) P8/A1/M5


Final Primária

Energia poupada

(tep)2.577 2.577

Custo-benefício

(€/tep)0 0

Meta a 2016

(tep)10.000 10.000


Meta a 2020

(tep)20.000 20.000



100

19256/3272/12Nota: Os equipamentos induzem uma redução de 3% no nº de km efectuados anualmente em 50% dos veículos em que são vendidos

T1M6 - Novos veículos mais "conscientes" para a poupança de combustível

Novos veículos mais "conscientes" para a poupança de combustível A decorrer



No ano t: ((E1/F1/1000*N1*D*Eco+E2*F2/1000*N2*Eco)*BI + (PF_ano_t-PF_ano_(t-1))*N3*D3*Cem*Eco2

P8/A1/P9/A2/M5/M6


Final Primária

Energia poupada

(tep)1.084 1.084

Custo-benefício

(€/tep)0 0

Meta a 2016

(tep)8.000 8.000


Meta a 2020

(tep)13.000 13.000




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 frotasPF %

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 %

19356/3272/12

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

T1M7 - Mobi.E

Mobi.E A decorrer



Energia final = N*D*(Cem*1e-6-Ceve*Fce*1e-6)Energia primária = N*D*(Cem*1e-6*Fc-Ceve*Fce2*1e-6)

P8/A1/M5


Final Primária

Energia poupada

(tep)7 6

Custo-benefício

(€/tep)0 0

Meta a 2016

(tep)2.000 1.500

Execução face a 2016 ~0%

Meta a 2020

(tep)12.500 10.000

Execução face a 2020 ~0%



V Parque automóvel veículos ligeiros --- Un.


propulsão a gasóleo--- Un.


propulsão a gasolina--- 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 N Un.

V Consumo específico veículo eléctrico Ceve kWh/vkm

V Km anuais percorridos por veículos eléctricos D km

V Consumo específico médio do parque automóvel Cem gep/vkm

P Factor de conversão de energia eléctrica para energia final Fce tep/GWh

P 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 CO2 em energia --- KgCO2/tep

101

19456/3272/12

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

T2M1 - Promoção da mobilidade sustentável e da adopção de boas práticas

Promoção da mobilidade sustentável e da adopção de boas práticas A decorrer



No ano t e sendo i o indice do modo de transporte:(Σ(Qi_(t-1)-Qi_t)*Cei)*pkm*1e-6

P12


Final Primária

Energia poupada

(tep)16.301 16.301

Custo-benefício

(€/tep)0 0

Meta a 2016

(tep)90.000 90.000


Meta a 2020

(tep)120.000 120.000




V Passageiros transportados em modos motorizados no AMP/AML pkm pkm

VQuota de repartição modal dos passageiros transportados no modo de

transporte iQi % - pkm/pkm

V Consumo específico médio do modo de transporte i Cei gep/pkm

19556/3272/12Nota: Assume-se que os mini-bus vão substituir autocarros com uma poupança de 20l/100km

T2M3-1 - Utilização de transportes energeticamente eficientes: Mini-bus

Utilização de transportes energeticamente mais eficientes: Mini-bus Terminada



N*D*Ce/100*den/1000*Fc N.A.


Final Primária

Energia poupada

(tep)131 131

Custo-benefício

(€/tep)0 0

Meta a 2016

(tep)131 131


Meta a 2020

(tep)131 131




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

102

19656/3272/12

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

T2M3-2 - Utilização de transportes energeticamente eficientes: Táxi colectivo e táxi eléctrico

Utilização de transportes energeticamente mais eficientes: Táxi colectivo e táxi eléctrico

A implementar



N1*D1*(Ceref*1e-6-Ceve*Fce*1e-6) + N2*D2*Tv*(Cem*1e-6-Cetc/Tc*1e-6) P12


Final Primária

Energia poupada

(tep)- -

Custo-benefício

(€/tep)- -

Meta a 2016

(tep)10.000 9.000

Execução face a 2016 -

Meta a 2020

(tep)15.000 13.000




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 D2 km

P Consumo específico médio (gasóleo) Ceref l/100km

P Densidade do gasóleo den Kg/dm3

P Conversão de toneladas de gasóleo para tep Fc tep/ton



19756/3272/12Nota: Assume-se que as pessoas que circulam de bicicleta antes circulavam de carro com uma mobilidade reduzida (5000km)

T2M3-3 - Utilização de transportes energeticamente eficientes: Modos suaves

Utilização de transportes energeticamente mais eficientes: Modos suaves A implementar



N*D*Cem*1e-6 P12


Final Primária

Energia poupada

(tep)- -

Custo-benefício

(€/tep)- -

Meta a 2016

(tep)7.000 7.000


Meta a 2020

(tep)10.000 10.000




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 Tp p/veíc

V Consumo específico médio de um automóvel Cem gep/pkm

103

19856/3272/12Nota: xx

T3M3 - Reestruturação da oferta CP

Reestruturação da oferta CP A decorrer



No ano t e sendo i o indice do modo de transporte:(Σ(Qi_(t-1)-Qi_t)*Cei)*pkm*1e-6

P12


Final Primária

Energia poupada

(tep)- -

Custo-benefício

(€/tep)- -

Meta a 2016

(tep)70.000 70.000


Meta a 2020

(tep)100.000 100.000




V Passageiros transportados em modos motorizados nos eixos em questão 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



19956/3272/12Nota: O racional da fórmula de cálculo assenta no indicador da Comissão Europeia (P9)

T3M4 - Regulamento de Gestão dos consumos de Energia nos transportes

Regulamento de Gestão dos consumos de Energia nos transportes



No ano t: (Ce_(t-1)-Ce_t)*tkm*1e-6 P13


Final Primária

Energia poupada

(tep)2885 2885

Custo-benefício

(€/tep)- -

Meta a 2016

(tep)8500 8500


Meta a 2020

(tep)12000 12000




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)

A decorrer

104

20056/3272/12Nota: O racional da fórmula de cálculo assenta no indicador da Comissão Europeia (P13)

T3M5 - Carga Verde

Carga Verde Em estudo



No ano t: (Q1_(t-1)-Q1_t)*tkm*Ce1 + (Q2_(t-1)-Q2_t)*tkm*Ce2 P13


Final Primária

Energia poupada

(tep)- -

Custo-benefício

(€/tep)- -

Meta a 2016

(tep)- -


Meta a 2020

(tep)- -




VTotal de toneladas-km transportadas nos eixos onde os portos secos foram

instaladostkm ton.km

V Quota de repartição modal das mercadorias transportadas por comboio Q1 %

VQuota de repartição modal das mercadorias transportadas por veículos

rodoviáriosQ2 %

V Consumo específico médio do modo ferroviário Ce1 gep/(ton.km)

V Consumo específico médio dos veículos rodoviários Ce2 gep/(ton.km)

P Factor de conversão de energia eléctrica para energia final --- tep/GWh

P Factor de conversão de energia eléctrica para energia primária --- tep/GWh

105

20156/3272/12Nota: O racional da metodologia de cálculo assenta no indicador P4 da Comissão Europeia

R&S4M1 – Substituição do parque de equipamentos ineficientes

Promoção de equipamentos mais eficientes A decorrer



No ano t: (E_(t-1)/P_(t-1)-E_t/P_t)*P_t P4/M2


Final Primária

Energia poupada

(tep)28.649 44.972

Custo-benefício

(€/tep)- -

Meta a 2016

(tep)95.000 150.000


Meta a 2020

(tep)140.000 225.000




V Parque de equipamentos P Un.

V Consumo total E tep

V Consumo específico --- tep/un



20256/3272/12

Nota: Metodologia harmonizada da Comissão Europeia. As poupanças provêm da potência média do parque (que tende a melhorar) face às lâmpadas economizadoras

R&S4M3 – Iluminação eficiente

Promoção de lâmpadas mais eficientes A decorrer



(P_stock-P_promoted)*nh*Frep/1000*(N1+N2)*Fce P5/M2


Final Primária

Energia poupada

(tep)25.852 40.582

Custo-benefício

(€/tep)- -

Meta a 2016

(tep)80.000 125.000


Meta a 2020

(tep)110.000 170.000




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 P_stock W

V Potência média das lâmpadas economizadoras P_promoted W

V Nº de horas de funcionamento do parque de iluminação nh h

V Unitary final energy savings UFES kWh/un

PFactor de correcção que tem em conta que parte das lâmpadas vendidas

não substitui existentesFrep Adimensional



106

20356/3272/12

R&S4M4 - Desincentivo à aquisição de novos equipamentos ineficientes

Desincentivo à aquisição de novos equipamentos ineficientes A implementar



N.A. P1/M2/M1


Final Primária

Energia poupada

(tep)- -

Custo-benefício

(€/tep)- -

Meta a 2016

(tep)-200 2000


Meta a 2020

(tep)-500 5000



Impacto monitorizado pelo indicador top-down respectivo

20456/3272/12Nota: Metodologia harmonizada da Comissão Europeia. As poupanças provêm da diminuição das necessidades térmicas

R&S4M5 - Medidas de remodelação - Janela Eficiente

Medidas de remodelação - Janela Eficiente A decorrer



(U_initial-U_new)*HDD*24h*a*c/b/1000*A*Fce/1e6 P1/P2/M1/M2


Final Primária

Energia poupada

(tep)292 319

Custo-benefício

(€/tep)- -

Meta a 2016

(tep)900 1000


Meta a 2020

(tep)1.300 1.400




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 Unitary final energy savings 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 --- %

PCoeficiente "a": Factor de correcção dependendo na zona climática do

edíficio. a=1 se não existirem dados nacionais para o cálculoa Adimensional

PCoeficiente "b": Factor de correcção dependendo da eficiência média do

sistema de aquecimentob 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



107

156/3272/12Nota: Metodologia harmonizada da Comissão Europeia. As poupanças provêm da diminuição das necessidades térmicas

R&S4M6 - Medidas de remodelação - Isolamento Eficiente

Medidas de remodelação - Isolamento Eficiente A decorrer



(U_initial-U_new)*HDD*24h*a*c/b/1000*A*Fce/1e6 P1/P2/M1/M2


Final Primária

Energia poupada

(tep)770 840

Custo-benefício

(€/tep)- -

Meta a 2016

(tep)2.300 2.500

Execução face a 2016 34

Meta a 2020

(tep)3.300 3.600

Execução face a 2020 23



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 Unitary final energy savings UFES kWh/m2

V Área de isolamento térmico aplicado em edifícios A m2

V % do aquecimento/arrefecimento feito por fontes eléctricas --- %

PCoeficiente "a": Factor de correcção dependendo na zona climática do

edíficio. a=1 se não existirem dados nacionais para o cálculoa Adimensional

PCoeficiente "b": Factor de correcção dependendo da eficiência média do

sistema de aquecimentob 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



20656/3272/12Nota: As poupanças provêm da substituição de lareiras por recuperadores de calor, reduzindo o seu consumo em 75%

R&S4M7 - Medidas de remodelação - Calor Verde

Medidas de remodelação - Calor Verde A decorrer



N*%Subs*Ce*%red P1/M1


Final Primária

Energia poupada

(tep)13.886 13.886

Custo-benefício

(€/tep)- -

Meta a 2016

(tep)42.000 42.000


Meta a 2020

(tep)60.000 60.000




V Nº de recuperadores de calor vendidos N Un.

V % de recuperadores de calor instalados que substituem lareiras %Subs Un.

P Consumo doméstico de um recuperador de calor Ce tep/fogo

P % de redução do consumo por instalação de um recuperador de calor %red %

108

20756/3272/12

Nota: Metodologia harmonizada da Comissão Europeia. As poupanças provêm da substituição de PC's com um consumo específico médio por PC's mais eficientes

R&S4M8 - Substituição de equipamentos de escritório

Substituição de equipamentos de escritório: desktops por laptops, Multifunções e Fotocopiadoras

A decorrer



(AEC_average-AEC_promoted)*V/1e6*Fce P7/M4


Final Primária

Energia poupada

(tep)- -

Custo-benefício

(€/tep)- -

Meta a 2016

(tep)- -


Meta a 2020

(tep)- -




V Vendas de equipamento de elevada eficiência dentro do canal profissional V Un.

V Consumo específico médio anual do parque de PC'sAEC_aver

agekWh/un

V Consumo específico médio anual do PC's promovidosAEC_pro

motedkWh/un

V Unitary final energy savings UFES kWh/un



20856/3272/12Nota: Impacto determinado pelo sistema de Business Intelligence da ADENE

R&S5M1 - Edifícios Residenciais

Edifícios Residenciais A decorrer



N.A. P1/P2/P3/M1/M2


Final Primária

Energia poupada

(tep)57.473 70.572

Custo-benefício

(€/tep)- -

Meta a 2016

(tep)160.000 200.000


Meta a 2020

(tep)230.000 280.000




VNumero 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 --- %

109

20956/3272/12

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

R&S5M2 - Edifícios de Serviços

Edifícios de Serviços A decorrer



N.A. P6/P7/M3/M4


Final Primária

Energia poupada

(tep)23.697 29.098

Custo-benefício

(€/tep)- -

Meta a 2016

(tep)100.000 120.000


Meta a 2020

(tep)150.000 180.000




V Fogos de serviços com DCR emitida --- Fogos

V Area de fogos de serviços com DCR emitida --- m2


21056/3272/12

Nota: Metodologia harmonizada da Comissão Europeia. As poupanças provêm da substituição aquecedores térmicos com uma determinada eficiência por painéis solares

R&S6M2-R - Solar Térmico - Residencial

Solar Térmico - Residencial A decorrer



USAVE/η*A P3/M1


Final Primária

Energia poupada

(tep)18.105 18.105

Custo-benefício

(€/tep)- -

Meta a 2016

(tep)55.000 55.000


Meta a 2020

(tep)75.000 75.000




V Área instalada por ano A m2

V Produção térmica USAVE tep/m2

V Unitary final energy savings UFES tep/m2

P Rendimento do parque de esquentadores η %

110

21156/3272/12


R&S6M2-S - Solar Térmico - Serviços

Solar Térmico - Serviços A decorrer



USAVE/η*A P6/M3


Final Primária

Energia poupada

(tep)5.036 5.036

Custo-benefício

(€/tep)- -

Meta a 2016

(tep)15.000 15.000


Meta a 2020

(tep)22.000 22.000




V Área instalada por ano A m2




21256/3272/12

I7M1 - SGCIE - Medidas Transversais

SGCIE - Medidas Transversais A decorrer



N.A. P14/M8


Final Primária

Energia poupada

(tep)16.093 18.010

Custo-benefício

(€/tep)- -

Meta a 2016

(tep)60.000 95.000


Meta a 2020

(tep)125.000 195.000




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 Economias de Energia na Iluminação (energia final) --- tep


VEconomias de Energia na Eficiência do Processo Industrial e Outros

(Energia final)--- tep


111

21356/3272/12

I7M2 - SGCIE - Medidas Especificas

SGCIE - Medidas Especificas A decorrer



N.A. P14/M8


Final Primária

Energia poupada

(tep)3.693 3.693

Custo-benefício

(€/tep)- -

Meta a 2016

(tep)19.000 19.000


Meta a 2020

(tep)36.000 36.000




V Economias de energia final --- 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



21456/3272/12

I7M3 – Outros sectores

Outros sectores A decorrer



N.A. P14/M8


Final Primária

Energia poupada

(tep)22.800 22.800

Custo-benefício

(€/tep)- -

Meta a 2016

(tep)70.000 70.000


Meta a 2020

(tep)100.000 100.000




VEconomia noutros sectores de actividade (c/s SGCIE).

Inclui SGCIE e Cogeração--- tep

112

21556/3272/12

I7M4 - Medidas retroactivas

Medidas retroactivas Terminada



N.A. N.A.


Final Primária

Energia poupada

(tep)135.309 135.309

Custo-benefício

(€/tep)- -

Meta a 2016

(tep)135.309 135.309


Meta a 2020

(tep)135.309 135.309




VEconomias de energia geradas no âmbito do RGCE com impacto durante o

periodo de aplicação do PNAEE (2015)--- tep

21656/3272/12

E8M1 - Eficiência Energética nos edifícios do estado

Eficiência Energética nos edifícios do estado A decorrer



N.A. P6/P7/M3/M4


Final Primária

Energia poupada

(tep)4.769 5.855

Custo-benefício

(€/tep)- -

Meta a 2016

(tep)25.000 35.000


Meta a 2020

(tep)60.000 85.000




V Edifícios com melhoria da classificação energética --- Edificios

V Área de edificios --- m2




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

113

21756/3272/12


E8M2 - Solar térmico no Estado

Solar térmico no Estado A decorrer



P6/M3


Final Primária

Energia poupada

(tep)1.112 1.112

Custo-benefício

(€/tep)- -

Meta a 2016

(tep)3.500 3.500


Meta a 2020

(tep)4.800 4.800



USAVE/η*A


V Área total instalada em piscinas,balneários e recintos desportivos para AQS A m2




21856/3272/12

E8M5 - Cogeração Social

Cogeração Social A implementar



P6/M3


Final Primária

Energia poupada

(tep)- -

Custo-benefício

(€/tep)- -

Meta a 2016

(tep)10.000 10.000


Meta a 2020

(tep)30.000 30.000



N*E


V Nº de cogerações N Un

VEnergia final gasta anualmente em média para produção de calor antes da

substituição pelo calor proveniente das cogeraçõesE tep

V -- Da qual: Electricidade --- tep



114

21956/3272/12

E8M6 - Transportes mais eficientes no Estado

Transportes mais eficientes no Estado A decorrer



P8/A1/M5


Final Primária

Energia poupada

(tep)163 163

Custo-benefício

(€/tep)- -

Meta a 2016

(tep)500 500


Meta a 2020

(tep)700 700



N1*D*(Eref-E1)/Fce1/1000+N2*D*(Eref-E2)/Fce2/1000


V Nº de veículos novos ligeiros com propulsão a gasóleo N1 Veíc.

V Nº de veículos novos ligeiros com propulsão a gasolina N2 Veíc.

VFactor médio de emissões de CO2 dos veículos novos com propulsão a

gasóleoE1 gCO2/vkm

VFactor médio de emissões de CO2 dos veículos novos com propulsão a

gasolinaE2 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

Nota: A poupança verificada provém da substituição dos carros abatidos por carros mais eficientes

22056/3272/12

E8M7 - Green Procurement

Green Procurement A decorrer


Metodologia de seguimento (bottom-up) Principais resultados

N.A. P6/P7/M3/M4


Final Primária

Energia poupada

(tep)- -

Custo-benefício

(€/tep)- -

Meta a 2016

(tep)- -


Meta a 2020

(tep)- -



115

22156/3272/12

E8M8 - Iluminação pública eficiente - Reguladores de Fluxo

Iluminação pública eficiente - Reguladores de Fluxo A decorrer



P7


Final Primária

Energia poupada

(tep)118 184

Custo-benefício

(€/tep)- -

Meta a 2016

(tep)350 550


Meta a 2020

(tep)500 800



N*Ce


V Nº de reguladores de fluxo instalados na iluminação pública N Un.

P Economia específica Ce tep/un



22256/3272/12

E8M9 - Iluminação pública eficiente - Substituição de globo

Iluminação pública eficiente - Substituição de globo A decorrer



P7


Final Primária

Energia poupada

(tep)229 359

Custo-benefício

(€/tep)- -

Meta a 2016

(tep)700 1.100


Meta a 2020

(tep)1.000 1.500



N*Ce


VNº de globos substituídos por equipamento com melhor capacidade de

reflexão e necessidade de lâmpadas de menor potênciaN Un.




116

22356/3272/12

E8M10 - Iluminação pública eficiente - Requisitos de novas instalações

Iluminação pública eficiente - Requisitos de novas instalações A decorrer



P7


Final Primária

Energia poupada

(tep)- -

Custo-benefício

(€/tep)- -

Meta a 2016

(tep)700 1.100


Meta a 2020

(tep)1.000 1.600



N*(Ce1-Ce2)


VConsumo 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



22456/3272/12

E8M11 - Iluminação pública eficiente - Phase-out Vapor de Mercúrio

Iluminação pública eficiente - Phase-out Vapor de Mercúrio A decorrer



P7


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


V Nº de lâmpadas de vapor de mercúrio instaladas no parque (Valor total) N Un.

P Economia específica Eco tep/un



117

22556/3272/12

E8M12 - Iluminação pública eficiente - Substituição de luminária e balastro

Iluminação pública eficiente - Substituição de luminária e balastro A decorrer



P7


Final Primária

Energia poupada

(tep)102 160

Custo-benefício

(€/tep)- -

Meta a 2016

(tep)310 490


Meta a 2020

(tep)450 700



N*Ce


VNº de luminárias e balastros electrónicos substituidos em instalações com

mais de 10 anosN Un.




22656/3272/12

E8M13 - Iluminação pública eficiente - Sistemas de controlo de tráfego

Iluminação pública eficiente - Sistemas de controlo de tráfego A decorrer



P7


Final Primária

Energia poupada

(tep)815 1.280

Custo-benefício

(€/tep)- -

Meta a 2016

(tep)2.500 3.900


Meta a 2020

(tep)3.500 5.500



N*Ce


VSusbtituição das fontes luminosas convencionais por lâmpadas de

tecnologia LED nos sistemas de controlo de tráfego e peõesN

Un.

(semaforos)




118

22756/3272/12

C10M1 - Energia nas escolas

Energia nas escolas A decorrer



P6/P7/M3/M4


Final Primária

Energia poupada

(tep)- -

Custo-benefício

(€/tep)- -

Meta a 2016

(tep)- -


Meta a 2020

(tep)- -



N.A.(1)


V Economias de energia (energia final) --- tep




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

--- %

Nota: Dependente do tipo de campanha realizada

22856/3272/12

C10M2 - Energia nos transportes

Energia nos transportes A decorrer


P8/A1/M5/P9/A2/M6


N.A.


Final Primária

Energia poupada

(tep)- -

Custo-benefício

(€/tep)- -

Meta a 2016

(tep)3.000 3.000


Meta a 2020

(tep)10.000 10.000



119

22956/3272/12

C10M3 - Energia em casa

Energia em casa A decorrer



P4/M2


Final Primária

Energia poupada

(tep)9.745 15.297

Custo-benefício

(€/tep)- -

Meta a 2016

(tep)40.000 60.000


Meta a 2020

(tep)60.000 90.000



N.A.(1)


V Economias de energia --- tep





23056/3272/12

C10M4 - Energia no trabalho

Energia no trabalho A decorrer


P6/P7/M3/M4/P14/M8


N.A.(1)


Final Primária

Energia poupada

(tep)912 912

Custo-benefício

(€/tep)- -

Meta a 2016

(tep)20.000 20.000


Meta a 2020

(tep)30.000 30.000



V Economias de energia (energia final) --- tep




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

--- %


120

23156/3272/12

C10M5 - Contadores inteligentes

Contadores inteligentes A implementar


P3/P4/P5/M1/M2


N*(Ce1*P1+Ce2*P2)


Final Primária

Energia poupada

(tep)- -

Custo-benefício

(€/tep)- -

Meta a 2016

(tep)10.000 13.000


Meta a 2020

(tep)50.000 65.000



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 --- %



23256/3272/12

SE1M1 – Smart grids

Remoção de barreiras à implementação de redes inteligentes A implementar



N.A.


Final Primária

Energia poupada

(tep)- -

Custo-benefício

(€/tep)- -

Meta a 2016

(tep)5.500 8.500


Meta a 2020

(tep)22.000 35.000



(P_(t-1)-P_t)*E


V % perdas na rede P %

P Emissão de electricidade bruta E GWh



Economy & Finance

Recomendações para uma estratégia sustentável de eficiência energética e exploração de energias renováveis para Portugal