recomendações para uma estratégia sustentável de eficiência energética e exploração de ...
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Recomendações para uma estratégia sustentável de eficiência energética e exploração de energias renováveis para Portugal
Março 2012
Financiamento
2
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
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Incentivos e Financiamento
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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.
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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
Avaliação dos elementos de contextoB
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
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9
0
7
2010
31
2
2
0
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0
1215
20072003
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2004
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2006 2008
0
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2009
00
16
2
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2002
00
8
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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).
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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 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
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169170
167
173
166
Cenário Base PNAER 2010
Cenário Base actual(Previsões do Ministério das Finanças)
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(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
Fonte: DGEG; Análise A.T. Kearney
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
Avaliação dos elementos de contextoB
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)
25% de redução do consumo de
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%)
30,6% de fontes de energia renovável
no consumo final de energia em
Aquecimento e Arrefecimento
2,3 Mtep 2,5 Mtep
(32,4%) 2,5 Mtep
(32,4%)
55,3% de fontes de energia renovável
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
Necessidade de aumento do peso das
FER no sector dos transportes
Necessidade de aumento do peso das
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
2º quartil da intensidade energética
3º quartil da intensidade energética
4º 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
Residencial e Serviços
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
Residencial e Serviços
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
Fonte: ADENE; Análise A.T. Kearney
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
Cenário alternativo
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
Fonte: ADENE; Análise A.T. Kearney
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
Fonte: Planos de eficiência energética dos países apresentados (Comissão Europeia, Energia); Análise A.T. Kearney
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
Fonte: Planos de eficiência energética dos países apresentados (Comissão Europeia, Energia); Análise A.T. Kearney
Investimento
Custo vs.
benefício
1
1
2
3
4
5
6
Baixo Alto
5656/3272/12
Do benchmarking realizado retiraram-se possíveis novas medidas com potencial de implementação em Portugal (2/3)
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
Medidas com potencial de implementação
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
Fonte: Planos de eficiência energética dos países apresentados (Comissão Europeia, Energia); Análise A.T. Kearney
Com base nesta análise, torna-se possível separar as medidas levantadas em medidas cuja operacionalização se pode realizar sem ser necessário investimento público – medidas cuja implementação é prioritária – e medidas que necessitam investimento. As medidas cuja implementação deve ser prioritária são:
Medida 1: Desenvolvimento de um acordo de performance energética mínima com o sector de construção (novos e existentes edifícios), agilizando a implementação da directiva EPBD e servindo de alavanca aos 80 ktep mencionados na Figura 23;
Medida 2: Regulamentação da repartição de benefícios entre senhorio e arrendatário em investimentos em eficiência energética, dinamizando um mercado que se estima em 420.000 fogos e onde existe uma barreira ao investimento uma vez que as rendas são estipuladas por contrato;
Medida 9: Regulamentação da eco-condução nas escolas de condução para veículos de passageiros e mercadorias, incutindo comportamentos de eco-condução através dos exames teóricos e práticos a aproximadamente 100.000 novos condutores por ano;
Medida 11: Reforço dos planos de racionalização com a indústria para a diminuição de consumos energéticos, alargando o universo de empresas abrangidas pelo actual Sistema de Gestão dos Consumos Intensivos de Energia (SGCIE), diminuindo os períodos dos planos de racionalização e reforçando a fiscalização das economias previstas.
1056/3272/12
Do benchmarking realizado retiraram-se possíveis novas medidas com potencial de implementação em Portugal (3/3)
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
Fonte: Planos de eficiência energética dos países apresentados (Comissão Europeia, Energia); Análise A.T. Kearney
Medidas com potencial de implementação
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
Fonte: ADENE; Análise A.T. Kearney
Figura 31. Poupanças previstas de acordo com as 3 vertentes accionadas (ktep)
Fonte: ADENE; Análise A.T. Kearney
6056/3272/12
Para a concretização das poupanças em 2020 é crítico lançar um conjunto articulado de acções
1
Fonte: ADENE; Análise A.T. Kearney
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
Fonte: Análise A.T. Kearney
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.
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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
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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
Fonte: Análise A.T. Kearney
Monitorizaçãomínima
Monitorização intermédia
Monitorização rigorosa
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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)
Nota: Informação validada pela ADENE Fonte: Análise A.T. Kearney
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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
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O desenvolvimento dos indicadores exige a monitorização e tratamento de diversas variáveis pelas entidades competentes (2/3)
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
abrangidosVariáveis a desenvolver
Serviços
Indústria
Sector dos serviços e indústria
Nota: validados pela ADENEFonte: Análise A.T. Kearney
Todas as variáveis terão que ser monitorizadas anualmente
44
Figura 42. Variáveis a desenvolver e entidades competentes para o efeito (sector dos transportes)
Nota: Informação validada pela ADENE Fonte: Análise A.T. Kearney
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.
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O desenvolvimento dos indicadores exige a monitorização e tratamento de diversas variáveis pelas entidades competentes (3/3)
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
abrangidosVariáveis a desenvolver
Sector dos transportes
Nota: validados pela ADENEFonte: Análise A.T. Kearney
Todas as variáveis terão que ser monitorizadas anualmente
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
20% de redução do consumo de
energia primária(1) 24,1 Mtep22,1 Mtep
(-2,0 Mtep) 22,6 Mtep
(-1,5 Mtep)
25% de redução do consumo de
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%)
10,0% de fontes de energia renovável
no consumo final de energia em
Transportes
0,6 Mtep(2) 0,4 Mtep
(6,9%) 0,4 Mtep
(6,9%)
30,6% de fontes de energia renovável
no consumo final de energia em
Aquecimento e Arrefecimento
2,2 Mtep(2) 2,5 Mtep
(35,8%) 2,5 Mtep
(35,8%)
55,3% de fontes de energia renovável
no consumo final bruto de energia em
Electricidade
2,5 Mtep(2) 2,7 Mtep
(60,6%) 2,6 Mtep
(58,8%)
Redução da dependência energética
com exterior (Objectivo do Governo) 74% 71,6% 73,0%
Cenário alternativo
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
Fonte: DGEG; Análise A.T. Kearney
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
Fonte: DGEG; análise A.T. Kearney
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)
Fonte: DGEG; análise A.T. Kearney
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
Fonte: Análise A.T. Kearney
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
Fonte: Análise A.T. Kearney
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
Fonte: Análise A.T. Kearney
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
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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
Fonte: Análise A.T. Kearney
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
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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
Fonte: Análise A.T. Kearney
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
Fonte: Análise A.T. Kearney
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
Fonte: Análise A.T. Kearney
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)
Fonte: Análise A.T. Kearney
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)
+
-
+
-
+
Fonte: Análise A.T. Kearney
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
Fonte: Comissão Europeia; ECOFYS; MIT CEEPR; análise A.T. Kearney
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
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As diferenças existentes nas horas de utilização entre parques justificam uma tarifa fixa controlada pela utilização
Fonte: Comissão Europeia; ECOFYS; MIT CEEPR; análise A.T. Kearney
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,
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Do ponto de vista do produtor, é preferível um cap de utilização por horas acumuladas e não por horas de utilização anuais
Fonte: Comissão Europeia; ECOFYS; MIT CEEPR; análise A.T. Kearney
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
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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.
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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
Fonte: DGEG; Análise A.T. Kearney
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.
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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
Fonte: DGEG; Análise A.T. Kearney
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)
Possibilidade de estender prazo de término da tarifa com redução de tarifa (opcional)
Possibilidade de estender prazo de término da tarifa com redução de tarifa (opcional)
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)
Possibilidade de estender prazo de término da tarifa com redução de tarifa (opcional)
0,2 GW
0,6 GW
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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).
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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
Caracterização económica e tecnológica Projecção LCoE 2020 (€/MWh)
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
CapEx = 1.400 k€/MW
OpEx = 30 k€/MW.ano
NEP = 2.300 h
Vida útil = 25 anos
Taxa de desconto = 6,8%
Cenário Alto
CapEx = 1.600 €/MW NEP = 2.100 h
Cenário Baixo
CapEx = 1.000 €/MW NEP = 2.600 h
Cenário BaixoCenário baseCenário Alto
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%
Fonte: DGEG; LNEG; INESC; ECOFYS; E.Value; EWEA; IDAE; Análise A.T. Kearney
Caracterização económica e tecnológica Projecção LCoE 2020 (€/MWh)
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
CapEx = 3.000 k€/MW
OpEx fixo = 115 k€/MW.ano
NEP = 3.300 h
Vida útil = 20 anos
Taxa de desconto = 6,8%
Cenário Alto
CapEx = 3.500 €/MW NEP = 2.600 h
Cenário Baixo
CapEx = 2.500 €/MW NEP = 4.000 h
Cenário BaixoCenário baseCenário Alto
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
Fonte: DGEG; LNEG; INESC; ECOFYS; E.Value; EWEA; IDAE; Análise A.T. Kearney
Caracterização económica e tecnológica Projecção LCoE 2020 (€/MWh)
LCoE reduz-se em cerca de 20% até 2020
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
CapEx = 7.500 k€/MW
OpEx fixo =115 k€/MW.ano
NEP = 3.300 h
Vida útil = 20 anos
Taxa de desconto = 6,8%
Cenário Alto
CapEx = 9.000 €/MW NEP = 2.600 h
Cenário Baixo
CapEx = 6.000 €/MW NEP = 4.000 h
Cenário BaixoCenário baseCenário Alto
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
Caracterização económica e tecnológica Projecção LCoE 2020 (€/MWh)
LCoE reduz-se em mais de 40% até 2020
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
OpEx = 25 k€/MW.ano
NEP = 1.500 h
Vida útil = 25 anos
Taxa de desconto = 7,2%
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
Caracterização económica e tecnológica Projecção LCoE 2020 (€/MWh)
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
OpEx = 40 k€/MW.ano
NEP = 1.500 h
Vida útil = 25 anos
Taxa de desconto = 7,2%
Cenário BaixoCenário baseCenário Alto
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
Caracterização económica e tecnológica Projecção LCoE 2020 (€/MWh)
LCoE reduz-se em cerca de 30% até 2020
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
CapEx = 7.000 k€/MW
OpEx = 150 k€/MW.ano
NEP = 3.300 h
Vida útil = 30 anos
Taxa de desconto = 7,2%
Cenário Alto
CapEx = 8.000 €/MW NEP = 3.000 h
Cenário Baixo
CapEx = 6.000 €/MW NEP = 4.000 h
Cenário BaixoCenário baseCenário Alto
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
LCoE reduz-se em cerca de 30% até 2020
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
Caracterização económica e tecnológica Projecção LCoE 2020 (€/MWh)
LCoE 2010 (€/MWh)
39
CapEx
OpEx
226
187
CapEx = 13.000 k€/MW
OpEx = 220 k€/MW.ano
NEP = 5.600 h
Vida útil = 30 anos
Taxa de desconto = 7,2%
Cenário Alto
CapEx = 14.000 €/MW NEP = 5.000 h
Cenário Baixo
CapEx = 11.000 €/MW NEP = 6.000 h
Cenário BaixoCenário baseCenário Alto
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
Caracterização económica e tecnológica Projecção LCoE 2020 (€/MWh)
LCoE reduz-se em mais de 15% até 2020
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.
CapEx = 4.700 k€/MW
OpEx fixo = 550 k€/MW.ano
OpEx var. = -77 €/MWh
NEP = 6.000 h
Vida útil = 25 anos
Taxa de desconto = 7,3%
Cenário Alto
CapEx = 5.500 €/MW NEP = 5.000 h
Cenário Baixo
CapEx = 4.000 €/MW NEP = 7.000 h
Cenário BaixoCenário baseCenário Alto
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
Caracterização económica e tecnológica Projecção LCoE 2020 (€/MWh)
LCoE reduz-se em cerca de 6% até 2020
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
CapEx = 2.700 k€/MW
OpEx = 60 k€/MW.ano
OpEx var. = 50 €/MWh
NEP = 6.000 h
Vida útil = 30 anos
Taxa de desconto = 7,3%
Cenário Alto
CapEx = 3.200 €/MW NEP = 5.000 h
Cenário Baixo
CapEx = 2.200 €/MW NEP = 7.000 h
Cenário BaixoCenário baseCenário Alto
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
Caracterização económica e tecnológica Projecção LCoE 2020 (€/MWh)
LCoE reduz-se em cerca de 2% até 202
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
CapEx = 3.700 k€/MW
OpEx = 320 k€/MW.ano
NEP = 8.000 h
Vida útil = 15 anos
Taxa de desconto = 7,3%
Cenário Alto
CapEx = 4.200 €/MW NEP = 6.000 h
Cenário Baixo
CapEx = 3.000 €/MW NEP = 8.000 h
Cenário BaixoCenário baseCenário Alto
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
Fonte: Análise A.T. Kearney
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)
Fonte: Análise A.T. Kearney
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
Fonte: Análise A.T. Kearney
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
Directiva 2009/125/CE, Comissão Europeia
Directiva 2010/31/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
Tipologia das medidas
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
Investimento público (monetário/fiscal)
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
Tipologia das medidas
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
Investimento público (monetário/fiscal)
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
Tipologia das medidas
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
Investimento público (monetário/fiscal)
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
Tipologia das medidas
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
Tipologia das medidas
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)
Investimento público (monetário/fiscal)
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
Tipologia das medidas
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
Execução face a 2020 100%
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
Variáveis (V) e pressupostos (P) da metodologia de cálculo Nome Unidade
V Parque automóvel veículos ligeiros P Un.
VNº de veículos novos ligeiros de passageiros e mistos matriculados com
propulsão a gasóleo--- Un.
VNº de veículos novos ligeiros de passageiros e mistos matriculados com
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 %
Descrição da medida Estado actual
Metodologia de seguimento (bottom-up)
(Eref/Fc*1000-Cem)*D*Km*1e-6*%I P8/A1/M5
Fórmula de cálculo Indicadores top-down
Final Primária
Energia poupada
(tep)5.599 5.599
Custo-benefício
(€/tep)0 0
Meta a 2016
(tep)15.000 15.000
Execução face a 2016 37%
Meta a 2020
(tep)25.000 25.000
Execução face a 2020 22%
Principais resultados
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
Variáveis (V) e pressupostos (P) da metodologia de cálculo Nome Unidade
V Parque automóvel PA Un.
V Penetração de pneus de baixo consumo no parque automóvel BC %
P Consumo médio de um veículo com pneus normais num ano Cmn tep/veíc/ano
PConsumo médio de um veículo com pneus de baixo consumo num ano
(assume uma redução de 1,5%)Cmbc tep/veíc/ano
Descrição da medida Estado actual
Metodologia de seguimento (bottom-up)
No ano t: (BC_ano_t-BC_ano_(t-1))*PA*(Cmn-Cmbc) P8/A1/M5
Fórmula de cálculo Indicadores top-down
Final Primária
Energia poupada
(tep)2.577 2.577
Custo-benefício
(€/tep)0 0
Meta a 2016
(tep)10.000 10.000
Execução face a 2016 26%
Meta a 2020
(tep)20.000 20.000
Execução face a 2020 13%
Principais resultados
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
Descrição da medida Estado actual
Metodologia de seguimento (bottom-up)
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
Fórmula de cálculo Indicadores top-down
Final Primária
Energia poupada
(tep)1.084 1.084
Custo-benefício
(€/tep)0 0
Meta a 2016
(tep)8.000 8.000
Execução face a 2016 14%
Meta a 2020
(tep)13.000 13.000
Execução face a 2020 8%
Principais resultados
Variáveis (V) e pressupostos (P) da metodologia de cálculo Nome Unidade
V Factor médio emissões CO2 de veículos novos c/ propulsão gasóleo (ligeiros) E1 gCO2/vkm
V Factor médio emissões CO2 de veículos novos c/ propulsão gasolina (ligeiros) E2 gCO2/vkm
V Nº de veículos a gasóleo c/equipamentos indutores de EE (ligeiros) N1 Un
V Nº de veículos a gasolina com equipamentos indutores de EE (ligeiros) N2 Un
V Nº de km percorridos anualmente (sem equipamentos, ligeiros) D Km
V% da Frota de veículos pesados de mercadorias e passageiros equipada com
o sistema de gestão de 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
Descrição da medida Estado actual
Metodologia de seguimento (bottom-up)
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
Fórmula de cálculo Indicadores top-down
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%
Principais resultados
Variáveis (V) e pressupostos (P) da metodologia de cálculo Nome Unidade
V Parque automóvel veículos ligeiros --- Un.
VNº de veículos novos ligeiros de passageiros e mistos matriculados com
propulsão a gasóleo--- Un.
VNº de veículos novos ligeiros de passageiros e mistos matriculados com
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
Descrição da medida Estado actual
Metodologia de seguimento (bottom-up)
No ano t e sendo i o indice do modo de transporte:(Σ(Qi_(t-1)-Qi_t)*Cei)*pkm*1e-6
P12
Fórmula de cálculo Indicadores top-down
Final Primária
Energia poupada
(tep)16.301 16.301
Custo-benefício
(€/tep)0 0
Meta a 2016
(tep)90.000 90.000
Execução face a 2016 18%
Meta a 2020
(tep)120.000 120.000
Execução face a 2020 14%
Principais resultados
Variáveis (V) e pressupostos (P) da metodologia de cálculo Nome Unidade
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
Descrição da medida Estado actual
Metodologia de seguimento (bottom-up)
N*D*Ce/100*den/1000*Fc N.A.
Fórmula de cálculo Indicadores top-down
Final Primária
Energia poupada
(tep)131 131
Custo-benefício
(€/tep)0 0
Meta a 2016
(tep)131 131
Execução face a 2016 100%
Meta a 2020
(tep)131 131
Execução face a 2020 100%
Principais resultados
Variáveis (V) e pressupostos (P) da metodologia de cálculo Nome Unidade
V Novos veículos mini-bus N Un.
V Número de km percorridos anualmente D Km
P Economia de um mini-bus face a um autocarro em horas de vazio Ce l/100km
P Densidade do gasóleo den Kg/dm3
P Conversão de toneladas de gasóleo para tep Fc tep/ton
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
Descrição da medida Estado actual
Metodologia de seguimento (bottom-up)
N1*D1*(Ceref*1e-6-Ceve*Fce*1e-6) + N2*D2*Tv*(Cem*1e-6-Cetc/Tc*1e-6) P12
Fórmula de cálculo Indicadores top-down
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
Execução face a 2020 -
Principais resultados
Variáveis (V) e pressupostos (P) da metodologia de cálculo Nome Unidade
V Nº de táxis convencionais substituídos pelo veículo eléctrico N1 --
V Número de km percorridos anualmente D1 Km
V Consumo específico médio veículo eléctrico Ceve kWh/km
V Nº de táxis eléctricos colectivos N2 Un.
V Taxa de ocupação táxi colectivo Tc p/veíc
V Taxa de ocupação veículo convencional Tv p/veíc
V Consumo específico médio de um automóvel Cem gep/pkm
V Número de km médio percorridos anualmente 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
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
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
Descrição da medida Estado actual
Metodologia de seguimento (bottom-up)
N*D*Cem*1e-6 P12
Fórmula de cálculo Indicadores top-down
Final Primária
Energia poupada
(tep)- -
Custo-benefício
(€/tep)- -
Meta a 2016
(tep)7.000 7.000
Execução face a 2016 -
Meta a 2020
(tep)10.000 10.000
Execução face a 2020 -
Principais resultados
Variáveis (V) e pressupostos (P) da metodologia de cálculo Nome Unidade
V Número de bicicletas novas a circular por ano N Un.
V Distância percorrida por automóvel D Km
V Taxa de ocupação média do parque automóvel 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
Descrição da medida Estado actual
Metodologia de seguimento (bottom-up)
No ano t e sendo i o indice do modo de transporte:(Σ(Qi_(t-1)-Qi_t)*Cei)*pkm*1e-6
P12
Fórmula de cálculo Indicadores top-down
Final Primária
Energia poupada
(tep)- -
Custo-benefício
(€/tep)- -
Meta a 2016
(tep)70.000 70.000
Execução face a 2016 -
Meta a 2020
(tep)100.000 100.000
Execução face a 2020 -
Principais resultados
Variáveis (V) e pressupostos (P) da metodologia de cálculo Nome Unidade
V Passageiros transportados em modos motorizados nos eixos em questão 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
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
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
Descrição da medida Estado actual
Metodologia de seguimento (bottom-up)
No ano t: (Ce_(t-1)-Ce_t)*tkm*1e-6 P13
Fórmula de cálculo Indicadores top-down
Final Primária
Energia poupada
(tep)2885 2885
Custo-benefício
(€/tep)- -
Meta a 2016
(tep)8500 8500
Execução face a 2016 -
Meta a 2020
(tep)12000 12000
Execução face a 2020 -
Principais resultados
Variáveis (V) e pressupostos (P) da metodologia de cálculo Nome Unidade
V Toneladas-km transportadas pelas empresas abrangidas pelos planos tkm ton.km
V Consumo específico médio da frota abrangida pelos planos Ce gep/(ton.km)
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
Descrição da medida Estado actual
Metodologia de seguimento (bottom-up)
No ano t: (Q1_(t-1)-Q1_t)*tkm*Ce1 + (Q2_(t-1)-Q2_t)*tkm*Ce2 P13
Fórmula de cálculo Indicadores top-down
Final Primária
Energia poupada
(tep)- -
Custo-benefício
(€/tep)- -
Meta a 2016
(tep)- -
Execução face a 2016 -
Meta a 2020
(tep)- -
Execução face a 2020 -
Principais resultados
Variáveis (V) e pressupostos (P) da metodologia de cálculo Nome Unidade
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
Descrição da medida Estado actual
Metodologia de seguimento (bottom-up)
No ano t: (E_(t-1)/P_(t-1)-E_t/P_t)*P_t P4/M2
Fórmula de cálculo Indicadores top-down
Final Primária
Energia poupada
(tep)28.649 44.972
Custo-benefício
(€/tep)- -
Meta a 2016
(tep)95.000 150.000
Execução face a 2016 30%
Meta a 2020
(tep)140.000 225.000
Execução face a 2020 20%
Principais resultados
Variáveis (V) e pressupostos (P) da metodologia de cálculo Nome Unidade
V Parque de equipamentos P Un.
V Consumo total E tep
V Consumo específico --- tep/un
P Factor de conversão de energia eléctrica para energia final --- tep/GWh
P Factor de conversão de energia eléctrica para energia primária --- tep/GWh
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
Descrição da medida Estado actual
Metodologia de seguimento (bottom-up)
(P_stock-P_promoted)*nh*Frep/1000*(N1+N2)*Fce P5/M2
Fórmula de cálculo Indicadores top-down
Final Primária
Energia poupada
(tep)25.852 40.582
Custo-benefício
(€/tep)- -
Meta a 2016
(tep)80.000 125.000
Execução face a 2016 32%
Meta a 2020
(tep)110.000 170.000
Execução face a 2020 24%
Principais resultados
Variáveis (V) e pressupostos (P) da metodologia de cálculo Nome Unidade
V Nº lampadas adquiridas de forma voluntária N1 Un.
V Nº lampadas distribuidas via incentivo (MEI/PPEC) N2 Un.
V Potência média do parque de lâmpadas 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
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
106
20356/3272/12
R&S4M4 - Desincentivo à aquisição de novos equipamentos ineficientes
Desincentivo à aquisição de novos equipamentos ineficientes A implementar
Descrição da medida Estado actual
Metodologia de seguimento (bottom-up)
N.A. P1/M2/M1
Fórmula de cálculo Indicadores top-down
Final Primária
Energia poupada
(tep)- -
Custo-benefício
(€/tep)- -
Meta a 2016
(tep)-200 2000
Execução face a 2016 -
Meta a 2020
(tep)-500 5000
Execução face a 2020 -
Principais resultados
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
Descrição da medida Estado actual
Metodologia de seguimento (bottom-up)
(U_initial-U_new)*HDD*24h*a*c/b/1000*A*Fce/1e6 P1/P2/M1/M2
Fórmula de cálculo Indicadores top-down
Final Primária
Energia poupada
(tep)292 319
Custo-benefício
(€/tep)- -
Meta a 2016
(tep)900 1000
Execução face a 2016 32%
Meta a 2020
(tep)1.300 1.400
Execução face a 2020 23%
Principais resultados
Variáveis (V) e pressupostos (P) da metodologia de cálculo Nome Unidade
V Coeficiente de transmissão térmica das janelas substituídas U_initial W/m2/K
V Coeficiente de transmissão térmica das janelas eficientes U_new W/m2/K
V Nº de graus-dia de aquecimento/arrefecimento HDD K*dias/ano
V 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
P Factor de conversão de energia eléctrica para energia final Fce tep/GWh
P Factor de conversão de energia eléctrica para energia primária --- tep/GWh
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
Descrição da medida Estado actual
Metodologia de seguimento (bottom-up)
(U_initial-U_new)*HDD*24h*a*c/b/1000*A*Fce/1e6 P1/P2/M1/M2
Fórmula de cálculo Indicadores top-down
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
Principais resultados
Variáveis (V) e pressupostos (P) da metodologia de cálculo Nome Unidade
V Coeficiente de transmissão térmica do isolamento substituído U_initial W/m2/K
V Coeficiente de transmissão térmica de isolamento eficiente U_new W/m2/K
V Nº de graus-dia de aquecimento/arrefecimento HDD K*dias/ano
V 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
P Factor de conversão de energia eléctrica para energia final Fce tep/GWh
P Factor de conversão de energia eléctrica para energia primária --- tep/GWh
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
Descrição da medida Estado actual
Metodologia de seguimento (bottom-up)
N*%Subs*Ce*%red P1/M1
Fórmula de cálculo Indicadores top-down
Final Primária
Energia poupada
(tep)13.886 13.886
Custo-benefício
(€/tep)- -
Meta a 2016
(tep)42.000 42.000
Execução face a 2016 33%
Meta a 2020
(tep)60.000 60.000
Execução face a 2020 23%
Principais resultados
Variáveis (V) e pressupostos (P) da metodologia de cálculo Nome Unidade
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
Descrição da medida Estado actual
Metodologia de seguimento (bottom-up)
(AEC_average-AEC_promoted)*V/1e6*Fce P7/M4
Fórmula de cálculo Indicadores top-down
Final Primária
Energia poupada
(tep)- -
Custo-benefício
(€/tep)- -
Meta a 2016
(tep)- -
Execução face a 2016 -
Meta a 2020
(tep)- -
Execução face a 2020 -
Principais resultados
Variáveis (V) e pressupostos (P) da metodologia de cálculo Nome Unidade
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
P Factor de conversão de energia eléctrica para energia final Fce tep/GWh
P Factor de conversão de energia eléctrica para energia primária --- tep/GWh
20856/3272/12Nota: Impacto determinado pelo sistema de Business Intelligence da ADENE
R&S5M1 - Edifícios Residenciais
Edifícios Residenciais A decorrer
Descrição da medida Estado actual
Metodologia de seguimento (bottom-up)
N.A. P1/P2/P3/M1/M2
Fórmula de cálculo Indicadores top-down
Final Primária
Energia poupada
(tep)57.473 70.572
Custo-benefício
(€/tep)- -
Meta a 2016
(tep)160.000 200.000
Execução face a 2016 35%
Meta a 2020
(tep)230.000 280.000
Execução face a 2020 25%
Principais resultados
Variáveis (V) e pressupostos (P) da metodologia de cálculo Nome Unidade
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
Descrição da medida Estado actual
Metodologia de seguimento (bottom-up)
N.A. P6/P7/M3/M4
Fórmula de cálculo Indicadores top-down
Final Primária
Energia poupada
(tep)23.697 29.098
Custo-benefício
(€/tep)- -
Meta a 2016
(tep)100.000 120.000
Execução face a 2016 24%
Meta a 2020
(tep)150.000 180.000
Execução face a 2020 16%
Principais resultados
Variáveis (V) e pressupostos (P) da metodologia de cálculo Nome Unidade
V Fogos de serviços com DCR emitida --- Fogos
V Area de fogos de serviços com DCR emitida --- m2
P % da energia final poupada que vem de electricidade --- %
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
Descrição da medida Estado actual
Metodologia de seguimento (bottom-up)
USAVE/η*A P3/M1
Fórmula de cálculo Indicadores top-down
Final Primária
Energia poupada
(tep)18.105 18.105
Custo-benefício
(€/tep)- -
Meta a 2016
(tep)55.000 55.000
Execução face a 2016 33%
Meta a 2020
(tep)75.000 75.000
Execução face a 2020 24%
Principais resultados
Variáveis (V) e pressupostos (P) da metodologia de cálculo Nome Unidade
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
Nota: Metodologia harmonizada da Comissão Europeia. As poupanças provêm da substituição aquecedores térmicos com uma determinada eficiência por painéis solares
R&S6M2-S - Solar Térmico - Serviços
Solar Térmico - Serviços A decorrer
Descrição da medida Estado actual
Metodologia de seguimento (bottom-up)
USAVE/η*A P6/M3
Fórmula de cálculo Indicadores top-down
Final Primária
Energia poupada
(tep)5.036 5.036
Custo-benefício
(€/tep)- -
Meta a 2016
(tep)15.000 15.000
Execução face a 2016 34%
Meta a 2020
(tep)22.000 22.000
Execução face a 2020 23%
Principais resultados
Variáveis (V) e pressupostos (P) da metodologia de cálculo Nome Unidade
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 %
21256/3272/12
I7M1 - SGCIE - Medidas Transversais
SGCIE - Medidas Transversais A decorrer
Descrição da medida Estado actual
Metodologia de seguimento (bottom-up)
N.A. P14/M8
Fórmula de cálculo Indicadores top-down
Final Primária
Energia poupada
(tep)16.093 18.010
Custo-benefício
(€/tep)- -
Meta a 2016
(tep)60.000 95.000
Execução face a 2016 19%
Meta a 2020
(tep)125.000 195.000
Execução face a 2020 9%
Principais resultados
Variáveis (V) e pressupostos (P) da metodologia de cálculo Nome Unidade
V Economias de Energia em Motores Eléctricos (energia final) --- tep
V -- Das quais: Electricidade --- tep
V Economias de Energia na Produção de Calor e Frio (energia final) --- tep
V -- Das quais: Electricidade --- tep
V Economias de Energia na Iluminação (energia final) --- tep
V -- Das quais: Electricidade --- tep
VEconomias de Energia na Eficiência do Processo Industrial e Outros
(Energia final)--- tep
V -- Das quais: Electricidade --- tep
111
21356/3272/12
I7M2 - SGCIE - Medidas Especificas
SGCIE - Medidas Especificas A decorrer
Descrição da medida Estado actual
Metodologia de seguimento (bottom-up)
N.A. P14/M8
Fórmula de cálculo Indicadores top-down
Final Primária
Energia poupada
(tep)3.693 3.693
Custo-benefício
(€/tep)- -
Meta a 2016
(tep)19.000 19.000
Execução face a 2016 19%
Meta a 2020
(tep)36.000 36.000
Execução face a 2020 10%
Principais resultados
Variáveis (V) e pressupostos (P) da metodologia de cálculo Nome Unidade
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
P Factor de conversão de energia eléctrica para energia final Fce tep/GWh
P Factor de conversão de energia eléctrica para energia primária --- tep/GWh
21456/3272/12
I7M3 – Outros sectores
Outros sectores A decorrer
Descrição da medida Estado actual
Metodologia de seguimento (bottom-up)
N.A. P14/M8
Fórmula de cálculo Indicadores top-down
Final Primária
Energia poupada
(tep)22.800 22.800
Custo-benefício
(€/tep)- -
Meta a 2016
(tep)70.000 70.000
Execução face a 2016 33%
Meta a 2020
(tep)100.000 100.000
Execução face a 2020 23%
Principais resultados
Variáveis (V) e pressupostos (P) da metodologia de cálculo Nome Unidade
VEconomia noutros sectores de actividade (c/s SGCIE).
Inclui SGCIE e Cogeração--- tep
112
21556/3272/12
I7M4 - Medidas retroactivas
Medidas retroactivas Terminada
Descrição da medida Estado actual
Metodologia de seguimento (bottom-up)
N.A. N.A.
Fórmula de cálculo Indicadores top-down
Final Primária
Energia poupada
(tep)135.309 135.309
Custo-benefício
(€/tep)- -
Meta a 2016
(tep)135.309 135.309
Execução face a 2016 100%
Meta a 2020
(tep)135.309 135.309
Execução face a 2020 100%
Principais resultados
Variáveis (V) e pressupostos (P) da metodologia de cálculo Nome Unidade
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
Descrição da medida Estado actual
Metodologia de seguimento (bottom-up)
N.A. P6/P7/M3/M4
Fórmula de cálculo Indicadores top-down
Final Primária
Energia poupada
(tep)4.769 5.855
Custo-benefício
(€/tep)- -
Meta a 2016
(tep)25.000 35.000
Execução face a 2016 17%
Meta a 2020
(tep)60.000 85.000
Execução face a 2020 7%
Principais resultados
Variáveis (V) e pressupostos (P) da metodologia de cálculo Nome Unidade
V Edifícios com melhoria da classificação energética --- Edificios
V Área de edificios --- m2
P % da energia final poupada que vem de electricidade --- %
P Factor de conversão de energia eléctrica para energia final --- tep/GWh
P Factor de conversão de energia eléctrica para energia primária --- tep/GWh
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
Nota: Metodologia harmonizada da Comissão Europeia. As poupanças provêm da substituição aquecedores térmicos com uma determinada eficiência por painéis solares
E8M2 - Solar térmico no Estado
Solar térmico no Estado A decorrer
Descrição da medida Estado actual
Metodologia de seguimento (bottom-up)
P6/M3
Fórmula de cálculo Indicadores top-down
Final Primária
Energia poupada
(tep)1.112 1.112
Custo-benefício
(€/tep)- -
Meta a 2016
(tep)3.500 3.500
Execução face a 2016 32%
Meta a 2020
(tep)4.800 4.800
Execução face a 2020 23%
Principais resultados
USAVE/η*A
Variáveis (V) e pressupostos (P) da metodologia de cálculo Nome Unidade
V Área total instalada em piscinas,balneários e recintos desportivos para AQS A m2
V Produção térmica USAVE tep/m2
V Unitary final energy savings UFES tep/m2
P Rendimento do parque de esquentadores η %
21856/3272/12
E8M5 - Cogeração Social
Cogeração Social A implementar
Descrição da medida Estado actual
Metodologia de seguimento (bottom-up)
P6/M3
Fórmula de cálculo Indicadores top-down
Final Primária
Energia poupada
(tep)- -
Custo-benefício
(€/tep)- -
Meta a 2016
(tep)10.000 10.000
Execução face a 2016 -
Meta a 2020
(tep)30.000 30.000
Execução face a 2020 -
Principais resultados
N*E
Variáveis (V) e pressupostos (P) da metodologia de cálculo Nome Unidade
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
P Factor de conversão de energia eléctrica para energia final --- tep/GWh
P Factor de conversão de energia eléctrica para energia primária --- tep/GWh
114
21956/3272/12
E8M6 - Transportes mais eficientes no Estado
Transportes mais eficientes no Estado A decorrer
Descrição da medida Estado actual
Metodologia de seguimento (bottom-up)
P8/A1/M5
Fórmula de cálculo Indicadores top-down
Final Primária
Energia poupada
(tep)163 163
Custo-benefício
(€/tep)- -
Meta a 2016
(tep)500 500
Execução face a 2016 33%
Meta a 2020
(tep)700 700
Execução face a 2020 23%
Principais resultados
N1*D*(Eref-E1)/Fce1/1000+N2*D*(Eref-E2)/Fce2/1000
Variáveis (V) e pressupostos (P) da metodologia de cálculo Nome Unidade
V Nº de veículos novos ligeiros com propulsão a gasóleo N1 Veíc.
V Nº de veículos novos ligeiros com propulsão a gasolina N2 Veíc.
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
Descrição da medida Estado actual
Metodologia de seguimento (bottom-up) Principais resultados
N.A. P6/P7/M3/M4
Fórmula de cálculo Indicadores top-down
Final Primária
Energia poupada
(tep)- -
Custo-benefício
(€/tep)- -
Meta a 2016
(tep)- -
Execução face a 2016 -
Meta a 2020
(tep)- -
Execução face a 2020 -
Impacto monitorizado pelo indicador top-down respectivo
115
22156/3272/12
E8M8 - Iluminação pública eficiente - Reguladores de Fluxo
Iluminação pública eficiente - Reguladores de Fluxo A decorrer
Descrição da medida Estado actual
Metodologia de seguimento (bottom-up)
P7
Fórmula de cálculo Indicadores top-down
Final Primária
Energia poupada
(tep)118 184
Custo-benefício
(€/tep)- -
Meta a 2016
(tep)350 550
Execução face a 2016 34%
Meta a 2020
(tep)500 800
Execução face a 2020 23%
Principais resultados
N*Ce
Variáveis (V) e pressupostos (P) da metodologia de cálculo Nome Unidade
V Nº de reguladores de fluxo instalados na iluminação pública N Un.
P Economia específica Ce tep/un
P Factor de conversão de energia eléctrica para energia final --- tep/GWh
P Factor de conversão de energia eléctrica para energia primária --- tep/GWh
22256/3272/12
E8M9 - Iluminação pública eficiente - Substituição de globo
Iluminação pública eficiente - Substituição de globo A decorrer
Descrição da medida Estado actual
Metodologia de seguimento (bottom-up)
P7
Fórmula de cálculo Indicadores top-down
Final Primária
Energia poupada
(tep)229 359
Custo-benefício
(€/tep)- -
Meta a 2016
(tep)700 1.100
Execução face a 2016 33%
Meta a 2020
(tep)1.000 1.500
Execução face a 2020 24%
Principais resultados
N*Ce
Variáveis (V) e pressupostos (P) da metodologia de cálculo Nome Unidade
VNº de globos substituídos por equipamento com melhor capacidade de
reflexão e necessidade de lâmpadas de menor potênciaN Un.
P Economia específica Ce tep/un
P Factor de conversão de energia eléctrica para energia final --- tep/GWh
P Factor de conversão de energia eléctrica para energia primária --- tep/GWh
116
22356/3272/12
E8M10 - Iluminação pública eficiente - Requisitos de novas instalações
Iluminação pública eficiente - Requisitos de novas instalações A decorrer
Descrição da medida Estado actual
Metodologia de seguimento (bottom-up)
P7
Fórmula de cálculo Indicadores top-down
Final Primária
Energia poupada
(tep)- -
Custo-benefício
(€/tep)- -
Meta a 2016
(tep)700 1.100
Execução face a 2016 -
Meta a 2020
(tep)1.000 1.600
Execução face a 2020 -
Principais resultados
N*(Ce1-Ce2)
Variáveis (V) e pressupostos (P) da metodologia de cálculo Nome Unidade
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
P Factor de conversão de energia eléctrica para energia final --- tep/GWh
P Factor de conversão de energia eléctrica para energia primária --- tep/GWh
22456/3272/12
E8M11 - Iluminação pública eficiente - Phase-out Vapor de Mercúrio
Iluminação pública eficiente - Phase-out Vapor de Mercúrio A decorrer
Descrição da medida Estado actual
Metodologia de seguimento (bottom-up)
P7
Fórmula de cálculo Indicadores top-down
Final Primária
Energia poupada
(tep)- -
Custo-benefício
(€/tep)- -
Meta a 2016
(tep)- -
Execução face a 2016 -
Meta a 2020
(tep)- -
Execução face a 2020 -
Principais resultados
No ano t: (N_(t-1)-N_t)*Eco
Variáveis (V) e pressupostos (P) da metodologia de cálculo Nome Unidade
V Nº de lâmpadas de vapor de mercúrio instaladas no parque (Valor total) N Un.
P Economia específica Eco tep/un
P Factor de conversão de energia eléctrica para energia final --- tep/GWh
P Factor de conversão de energia eléctrica para energia primária --- tep/GWh
117
22556/3272/12
E8M12 - Iluminação pública eficiente - Substituição de luminária e balastro
Iluminação pública eficiente - Substituição de luminária e balastro A decorrer
Descrição da medida Estado actual
Metodologia de seguimento (bottom-up)
P7
Fórmula de cálculo Indicadores top-down
Final Primária
Energia poupada
(tep)102 160
Custo-benefício
(€/tep)- -
Meta a 2016
(tep)310 490
Execução face a 2016 33%
Meta a 2020
(tep)450 700
Execução face a 2020 23%
Principais resultados
N*Ce
Variáveis (V) e pressupostos (P) da metodologia de cálculo Nome Unidade
VNº de luminárias e balastros electrónicos substituidos em instalações com
mais de 10 anosN Un.
P Economia específica Ce tep/un
P Factor de conversão de energia eléctrica para energia final --- tep/GWh
P Factor de conversão de energia eléctrica para energia primária --- tep/GWh
22656/3272/12
E8M13 - Iluminação pública eficiente - Sistemas de controlo de tráfego
Iluminação pública eficiente - Sistemas de controlo de tráfego A decorrer
Descrição da medida Estado actual
Metodologia de seguimento (bottom-up)
P7
Fórmula de cálculo Indicadores top-down
Final Primária
Energia poupada
(tep)815 1.280
Custo-benefício
(€/tep)- -
Meta a 2016
(tep)2.500 3.900
Execução face a 2016 33%
Meta a 2020
(tep)3.500 5.500
Execução face a 2020 23%
Principais resultados
N*Ce
Variáveis (V) e pressupostos (P) da metodologia de cálculo Nome Unidade
VSusbtituição das fontes luminosas convencionais por lâmpadas de
tecnologia LED nos sistemas de controlo de tráfego e peõesN
Un.
(semaforos)
P Economia específica Ce tep/un
P Factor de conversão de energia eléctrica para energia final --- tep/GWh
P Factor de conversão de energia eléctrica para energia primária --- tep/GWh
118
22756/3272/12
C10M1 - Energia nas escolas
Energia nas escolas A decorrer
Descrição da medida Estado actual
Metodologia de seguimento (bottom-up)
P6/P7/M3/M4
Fórmula de cálculo Indicadores top-down
Final Primária
Energia poupada
(tep)- -
Custo-benefício
(€/tep)- -
Meta a 2016
(tep)- -
Execução face a 2016 -
Meta a 2020
(tep)- -
Execução face a 2020 -
Principais resultados
N.A.(1)
Variáveis (V) e pressupostos (P) da metodologia de cálculo Nome Unidade
V Economias de energia (energia final) --- tep
V -- Das quais: Electricidade --- tep
P Factor de conversão de energia eléctrica para energia final --- tep/GWh
P Factor de conversão de energia eléctrica para energia primária --- tep/GWh
P
Factor de atenuação (tem em conta que parte do impacto inicial deixa de
existir por se volta aos comportamentos iniciais). Em linha com a CE,
admitiu-se que a atenuação acontece 2 anos após a medida. Este valor
pode ser alterado assim que exista informação nesse sentido
--- %
Nota: Dependente do tipo de campanha realizada
22856/3272/12
C10M2 - Energia nos transportes
Energia nos transportes A decorrer
Descrição da medida Estado actual
P8/A1/M5/P9/A2/M6
Fórmula de cálculo Indicadores top-down
N.A.
Metodologia de seguimento (bottom-up) Principais resultados
Final Primária
Energia poupada
(tep)- -
Custo-benefício
(€/tep)- -
Meta a 2016
(tep)3.000 3.000
Execução face a 2016 -
Meta a 2020
(tep)10.000 10.000
Execução face a 2020 -
Impacto monitorizado pelo indicador top-down respectivo
119
22956/3272/12
C10M3 - Energia em casa
Energia em casa A decorrer
Descrição da medida Estado actual
Metodologia de seguimento (bottom-up)
P4/M2
Fórmula de cálculo Indicadores top-down
Final Primária
Energia poupada
(tep)9.745 15.297
Custo-benefício
(€/tep)- -
Meta a 2016
(tep)40.000 60.000
Execução face a 2016 25%
Meta a 2020
(tep)60.000 90.000
Execução face a 2020 17%
Principais resultados
N.A.(1)
Variáveis (V) e pressupostos (P) da metodologia de cálculo Nome Unidade
V Economias de energia --- tep
V -- Das quais: Electricidade --- tep
P Factor de conversão de energia eléctrica para energia final --- tep/GWh
P Factor de conversão de energia eléctrica para energia primária --- tep/GWh
Nota: Dependente do tipo de campanha realizada
23056/3272/12
C10M4 - Energia no trabalho
Energia no trabalho A decorrer
Descrição da medida Estado actual
P6/P7/M3/M4/P14/M8
Fórmula de cálculo Indicadores top-down
N.A.(1)
Metodologia de seguimento (bottom-up) Principais resultados
Final Primária
Energia poupada
(tep)912 912
Custo-benefício
(€/tep)- -
Meta a 2016
(tep)20.000 20.000
Execução face a 2016 5%
Meta a 2020
(tep)30.000 30.000
Execução face a 2020 3%
Variáveis (V) e pressupostos (P) da metodologia de cálculo Nome Unidade
V Economias de energia (energia final) --- tep
V -- Das quais: Electricidade --- tep
P Factor de conversão de energia eléctrica para energia final --- tep/GWh
P Factor de conversão de energia eléctrica para energia primária --- tep/GWh
P
Factor de atenuação (tem em conta que parte do impacto inicial deixa de
existir por se volta aos comportamentos iniciais). Em linha com a CE,
admitiu-se que a atenuação acontece 2 anos após a medida. Este valor
pode ser alterado assim que exista informação nesse sentido
--- %
Nota: Dependente do tipo de campanha realizada
120
23156/3272/12
C10M5 - Contadores inteligentes
Contadores inteligentes A implementar
Descrição da medida Estado actual
P3/P4/P5/M1/M2
Fórmula de cálculo Indicadores top-down
N*(Ce1*P1+Ce2*P2)
Metodologia de seguimento (bottom-up) Principais resultados
Final Primária
Energia poupada
(tep)- -
Custo-benefício
(€/tep)- -
Meta a 2016
(tep)10.000 13.000
Execução face a 2016 0%
Meta a 2020
(tep)50.000 65.000
Execução face a 2020 0%
Variáveis (V) e pressupostos (P) da metodologia de cálculo Nome Unidade
V Número de Contadores Inteligentes instalados --- Un
V Consumo médio de electricidade (energia final) por casa --- tep
V Consumo médio de gás por casa --- tep
P Redução do consumo de electricidade devido ao contador --- %
P Redução do consumo de gás devido ao contador --- %
P Factor de conversão de energia eléctrica para energia final --- tep/GWh
P Factor de conversão de energia eléctrica para energia primária --- tep/GWh
23256/3272/12
SE1M1 – Smart grids
Remoção de barreiras à implementação de redes inteligentes A implementar
Descrição da medida Estado actual
Metodologia de seguimento (bottom-up)
N.A.
Fórmula de cálculo Indicadores top-down
Final Primária
Energia poupada
(tep)- -
Custo-benefício
(€/tep)- -
Meta a 2016
(tep)5.500 8.500
Execução face a 2016 -
Meta a 2020
(tep)22.000 35.000
Execução face a 2020 -
Principais resultados
(P_(t-1)-P_t)*E
Variáveis (V) e pressupostos (P) da metodologia de cálculo Nome Unidade
V % perdas na rede P %
P Emissão de electricidade bruta E GWh
P Factor de conversão de energia eléctrica para energia final --- tep/GWh
P Factor de conversão de energia eléctrica para energia primária --- tep/GWh