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

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1 Recomendações para uma estratégia sustentável de eficiência energética e exploração de energias renováveis para Portugal Financiamento Março 2012

2 Índice Preâmbulo e agradecimentos Sumário Executivo Perspectivas sobre os Planos de Acção Nacional Cenário macroeconómico de base ao estudo Revisão do PNAEE a. Caracterização e avaliação da situação actual b. Reforço das medidas actuais e lançamento do novo pacote de medidas i. Reforço da acção sobre o pacote de medidas existente ii. Introdução de medidas adicionais resultantes de directivas Europeias iii. Introdução de medidas adicionais resultantes de um benchmark Europeu.. 30 c. Revisão dos métodos de monitorização de resultados d. Factores críticos de sucesso do PNAEE e. Mapa de compromissos Revisão do PNAER a. Caracterização e avaliação da situação actual b. Revisão do Plano de Acção no eixo Transportes c. Revisão do Plano de Acção no eixo Electricidade i. Revisão do quadro tarifário da PRE para Fontes de Energia Renovável ii. Identificação do mix de tecnologias necessário para atingir metas FER Linhas de acção recomendadas Lista de fontes de informação utilizadas Anexos a. Benchmarking de medidas de Eficiência Energética b. Fichas de seguimento das medidas de eficiência energética

3 Preâmbulo e agradecimentos Face ao actual contexto económico nacional e internacional, é hoje essencial reflectir sobre o impacto que a alteração de conjuntura poderá ter no sector energético na próxima década, nomeadamente no que diz respeito aos objectivos da União Europeia definidos pela Directiva 2009/28/CE. Efectivamente, a exigência social e financeira que marcará os anos vindouros em Portugal consubstanciar-se-á num fenómeno de racionalização de recursos, impulsionando a necessidade de priorizar, concretizar e dar clareza às grandes linhas de actuação, num sector estratégico para a competitividade nacional. Nesse sentido, a A.T. Kearney e o INESC Porto formaram um consórcio para elaborar um estudo que, tendo por base os eixos fundamentais da actuação estratégica nacional - o Plano Nacional de Acção para a Eficiência Energética (PNAEE) e o Plano Nacional Acção para as Energias Renováveis (PNAER) - pretende desenvolver um novo conjunto de cenários e recomendações devidamente alinhados com a nova realidade económica. O estudo tem como objectivo principal identificar recomendações para uma estratégia sustentável de Eficiência Energética e de exploração de Energias Renováveis para Portugal, à luz do panorama económico e tecnológico que marcará a próxima década, procurando sustentá-los num quadro regulatório que viabilize o sucesso da sua consecução de forma realista e pragmática. A abrangência e complexidade dos temas a abordar conduziu a uma abordagem em três grandes módulos de trabalho: A. Identificação de uma Estratégia para a Eficiência Energética com base no actual PNAEE, analisando o seu impacto potencial e exequibilidade económica para a concretização da meta de 25% de redução do consumo de energia primária até 2020 e uma aproximação à média de intensidade energética da União Europeia. Neste âmbito foram identificadas e incluídas novas medidas com efeitos tangíveis sobre o sucesso do Plano, e que simultaneamente maximizam a probabilidade de cumprimento das respectivas metas, concorrendo desta forma para o objectivo de incremento da competitividade da indústria nacional, não deixando de assegurar os compromissos definidos a nível Europeu. B. Identificação de uma Estratégia para as Energias Renováveis, com base no actual PNAER, tendo por base a caracterização e entendimento da evolução do mix de produção eléctrica, quer na base instalada, quer na base licenciada, quer nas tecnologias a promover no futuro. Foram ainda analisadas as medidas do PNAER que sustentam a obtenção do novo mix, numa lógica de viabilidade económica e de maximização da segurança do abastecimento e de redução gradual do saldo importador energético nacional. C. Desenvolvimento de um estudo comparativo do enquadramento regulatório das Fontes de Energias Renováveis (FER) permitindo a revisão, por cada uma das tecnologias, do esquema de remuneração, e a avaliação de cenários alternativos de alteração do regime actual. 3

4 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 4

5 1. Sumário Executivo Um olhar atento aos consumos energéticos nacionais face à riqueza gerada (intensidade energética) no país reflecte o investimento e promoção que têm sido realizados ao longo dos últimos anos. De facto, apesar de em energia primária Portugal ter uma intensidade energética inferior à média da União Europeia (UE), fruto da elevada presença de tecnologias que exploram fontes de energia renovável (FER), a economia produtiva necessita e cerca de 30% mais energia para produzir o mesmo 1 de riqueza. Este facto evidencia um sério problema de competitividade da economia nacional, em especial num contexto de aumento significativo dos preços de energia. Urge promover a eficiência energética na economia sem descurar os objectivos que Portugal assumiu com os seus pares Europeus. Este estudo propõe-se a integrar dois Planos que até agora têm vindo a ser tratados de forma independente o Plano Nacional de Acção para a Eficiência Energética (PNAEE) e o Plano Nacional de Acção para as Energias Renováveis (PNAER) para que seja possível lançar uma acção concertada para o cumprimento dos objectivos nacionais e europeus, minimizando o investimento necessário e aumentando a competitividade nacional. A mais recente redefinição do objectivo do PNAEE, que agora se traduz num limite máximo ao consumo de energia primária de 24,1 Mtep em 2020, em alternativa à anterior redução absoluta de 2,2 Mtep em consumo de energia final, diminui o esforço que Portugal deve realizar para cumprir a redução de 20% do seu consumo energético. Adicionalmente, o contexto macroeconómico recessivo veio gerar uma contracção do consumo nacional, tornando o ainda mais ambicioso objectivo do Governo, de reduzir o consumo em 25% (22,6 Mtep de limite máximo), alcançável com uma redução entre 1,2 e 1,7 Mtep em energia primária. Após o alinhamento das metodologias de contabilização dos impactos verificados do PNAEE com as recomendações da Comissão Europeia (CE), verifica-se que o pacote de medidas actual apenas permite alcançar 1,3 Mtep de poupanças (-0,4 Mtep que o objectivo). Este esforço adicional foi detalhado no presente estudo sobre três eixos de actuação: operacionalização de medidas actualmente suspensas, transposição efectiva de Directivas Europeias e lançamento de medidas adicionais de baixo investimento, tendo por base melhores práticas internacionais. A execução na íntegra do PNAEE revisto tem o mérito de promover o cumprimento do objectivo do próprio Plano, assim como alguns dos objectivos assumidos no âmbito do PNAER, nomeadamente 55,3% de incorporação de Fontes de Energia Renovável (FER) na electricidade, 30,6% em aquecimento e arrefecimento, e 31,0% no consumo final bruto de energia. Este potencial impacto sobre o cumprimento das metas demonstra a necessidade constante de uma monitorização e avaliação continuada do Plano. Para além da metodologia de monitorização existente (análise bottom-up das medidas), e em linha com as recomendações da CE, entende-se ser necessário introduzir indicadores top-down complementares que permitam avaliar o Plano sob uma perspectiva de evolução geral do consumo primário de energia, facilitando o seu seguimento e avaliação e a confirmação de linhas de acção a prazo. Contudo, verifica-se que a maioria destes indicadores requer informação de base hoje inexistente ou não trabalhada de forma periódica e sistemática, sendo agora necessário accionar os mecanismos e as entidades competentes para o seu desenvolvimento. 5

6 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) será o ano chave de decisão em relação ao fomento de FER na energia; por um lado permitirá aferir do êxito do PNAEE, por outro, dar-nos-á maior visibilidade sobre a evolução do consumo energético nacional. No curto prazo, recomenda-se a redução do licenciamento de FER em electricidade e uma maior aposta na eficiência energética e na competitividade nacional. 6

7 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 Foram então definidas 50 medidas organizadas em 12 programas, com o objectivo de reduzir o consumo energético nas áreas de Transportes, Residencial e Serviços, Indústria, e Estado (Figura 1). O PNAEE tem como objectivo contrariar esta tendência, actuando nas Figura 1. Programa original do PNAEE (2008) componentes tecnológica e comportamental Transportes Residencial e Serviços Indústria Estado 1 Renove Carro 4 Renove Casa & Escritório 7 Sistema Eficiência Indústria 8 E3: Eficiência Energética Estado Tecnologias 2 Mobilidade Urbana 5 Sistema Eficiência Edifícios 3 Sistema Eficiência Transportes 6 Renováveis na Hora e Programa Solar Comportamentos 9 Programa Mais 10 Operação E Comportamentos Fiscalidade 11 Fiscalidade Verde Incentivos e Financiamento 12 Fundo de Eficiência Enegética Fonte: PNAEE (Apresentação da versão para discussão pública, 2008) Fonte: ADENE # Office/# doc/09 1 7

8 A ENE , veio posteriormente a definir uma meta de redução de consumo da energia final em 20% até O actual governo definiu agora uma meta mais ambiciosa, correspondendo a uma redução de consumo da energia primária em 25% até 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 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 milhões ) com a energia produzida a partir de fontes endógenas, possibilitando uma redução de importações estimada em 60 milhões de barris de petróleo; Consolidar o cluster industrial associado à energia eólica e criar novos clusters associados às novas tecnologias do sector das energias renováveis assegurando em 2020 um VAB de 3800 milhões de euros e criando 100 mil novos postos de trabalho a acrescer aos 35 mil afectos à produção de energia eléctrica com FER; Promover o desenvolvimento sustentável, criando condições para o cumprimento dos compromissos assumidos pelo País em matéria de redução de emissões de gases com efeito de estufa, através de uma maior utilização das FER e da eficiência energética. Para apoiar o cumprimento da meta em electricidade, Portugal dispõe hoje de um regime de acesso à rede eléctrica que dá prioridade às Energias Renováveis, quer ao nível de planeamento e desenvolvimento da rede, quer ao nível da gestão corrente, através da prioridade do despacho. Foram ainda criados vários mecanismos de suporte financeiro ao investimento nas energias renováveis, tendo assumido especial relevância a criação de tarifas diferenciadas para a energia eléctrica produzida em centrais que exploram energias renováveis, feed-in tariff (FIT), em função do grau de maturidade das várias tecnologias disponíveis no mercado nacional. Estas medidas de apoio têm concorrido para alcançar com êxito os objectivos globais da política energética nacional. 1 Estratégia Nacional para a Energia (ENE 2020) - Resolução do Conselho de Ministros 29/2010, de 15 de Abril. 8

9 1 PIB 3. Cenário macroeconómico de base ao estudo As projecções de evolução do PIB assumidas implicam um PIB % menor que o assumido no PNAER em 2010 Var. % PIB 06 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). Evolução do PIB em termos reais (MM 2010 ) Figura 2. Evolução do consumo de energia primária em Portugal ( ; Mtep) B Avaliação dos elementos de contexto 3,9% 2,0% 0,8% -0,9% 1,6% 0,8% 1,4% 2,4% 0,0% -2,9% 1,4% 25,3 23,2 CAGR CAGR +1% % 27,1 26,3 26,4 25,7 26,0 25,3 24,5 24,1 22, Fonte: PNAER; Banco de Portugal; Ministério das Finanças; INE; Análise A.T. Kearney Fonte: Balanços Energéticos, DGEG 56/3175/11 10 O consumo de energia final reflectiu a mesma tendência negativa, com uma queda acentuada do consumo nos eixos de Aquecimento e Arrefecimento (-21% de 2005 a 2010) e Transportes (-5% de 2005 a 2010), não compensada pelo aumento de 9% no consumo de energia eléctrica no mesmo período. No consumo de energia primária para produção de electricidade assistiu-se a uma substituição gradual do carvão e petróleo pelo gás natural e fontes renováveis (Figura 3). 9

10 B Avaliação dos elementos de contexto xxxx Produção bruta de electricidade (TWh) Figura 3. Produção de electricidade (valores brutos) ( ; TWh) Carvão Petróleo Gás natural Biomassa Hídrica Eólica Outros 1 (1) Energia fotovoltaica e geotérmica Fonte: DGEG Fonte: DGEG; Análise A.T. Kearney 56/3175/11 1 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 Para a construção que a partir de de cenários 2016 o PIB de cresça consumo à taxa de foram 2% até assumidos 2020 (Figura 4). um conjunto de pressupostos alinhados com as previsões do Governo e da DGEG Figura 4. Pressupostos macroeconómicos Pressupostos considerados Indicador Fonte Un Evolução macroeconómica (em termos reais) 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% Fonte: Ministério das Finanças/INE Evolução do preço As das novas commodities projecções, Carvão definidas no DGEG final USD/ton de 2011, 101implicam 104 um PIB % menor que 116 o assumido no (2) PNAER em 2010 (Figura Licenças CO2 5), exigindo DGEG /ton uma revisão aos 25pressupostos de 25 consumo de 25energia primária e final e, consequentemente, às necessidades reais ao nível de Eficiência Energética e Potência total DGEG MW Energias Renováveis para o cumprimento das metas europeias. Evolução da capacidade do sistema electroprodutor Evolução do carro eléctrico 2 3 Brent (3) DGEG USD/bbl 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 PRO total DGEG MW PRE total DGEG MW FER total DGEG MW Veículos eléctricos INESC Milhares 0,2 0,5 1,2 2,4 4,4 7,6 13,0 21,6 34,6 53,4 Custo marginal do Electricidade REN /MWh SEN (5) (1) Em termos reais; (2) Preços constantes de 2010; (3) Valores parametrizados no modelo MARKAL; (4) Na fronteira ou porto de Sines; (5) Preços constantes de 2012; O valor de 2011 é histórico, o de 2020 resulta de uma projecção da REN enquanto que os restantes resultam de uma interpolação entre os extremos Fonte: Ministério da Economia e Emprego; AIE 2010; DGEG; REN; INESC 56/3272/

11 As projecções de evolução do PIB assumidas implicam um PIB % menor que o assumido no PNAER em PIB Evolução do PIB em termos reais (MM 2010 ) Figura 5. Projecções do PIB nacional em termos reais (MM 2010 ) % Cenário Base PNAER 2010 Cenário Base actual (Previsões do Ministério das Finanças) 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 CO 2, 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). Fonte: PNAER; Banco de Portugal; Ministério das Finanças; INE; Análise A.T. Kearney Figura 6. Evolução do preço das commodities 56/3272/12 Para a construção de cenários de consumo foram assumidos um conjunto de pressupostos alinhados com as previsões do Governo e da DGEG Pressupostos considerados Indicador Fonte Un Brent DGEG USD/bbl Evolução do preço das commodities 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 (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). Evolução do carro eléctrico Licenças CO2 DGEG /ton Potência total DGEG MW PRO total DGEG MW PRE total DGEG MW FER total DGEG MW Evolução da capacidade do 2 Veículos INESC Milhares 0,2 0,5 1,2 2,4 4,4 7,6 13,0 21,6 34,6 53,4 eléctricos sistema 3 electroprodutor Electricidade REN /MWh Custo marginal do SEN (5) (1) Em termos reais; (2) Preços constantes de 2010; (3) Valores parametrizados no modelo MARKAL; (4) Na fronteira ou porto de Sines; (5) Preços constantes de 2012; O valor de 2011 é histórico, o de 2020 resulta de uma projecção da REN enquanto que os restantes resultam de uma interpolação entre os extremos Fonte: Ministério da Economia e Emprego; AIE 2010; DGEG; REN; INESC 56/3272/

12 e apesar do crescimento esperado, a penetração do veículo eléctrico será limitada até Transportes Impacto estimado da evolução do veículo eléctrico (milhares de veículos) Figura 7. Evolução esperada da penetração do veículo eléctrico (milhares de unidades) Cenário baixo Cenário intermédio 53,4 34,6 21,6 26,2 0, , , , ,1 4, ,0 7, ,6 13,0 6, , , Fonte: INESC Porto (projecto MERGE) Fonte: INESC Porto; Análise A.T. Kearney 56/3272/ Para a evolução da penetração do veículo eléctrico foram considerados dois cenários: um cenário intermédio de 53 mil unidades em 2020, equivalente a 1,2% do parque rodoviário, e um cenário baixo de 26 mil veículos, equivalente a cerca de 0,6% do parque. Ambos os cenários assumem vendas totais de 197 mil automóveis em 2020 em Portugal (+5,1% do que em 2011). Foram igualmente tidos em consideração cenários de evolução da potência instalada em centrais eléctricas por tipo de tecnologia e fonte energética, para incluir a migração de consumo energético entre segmentos (e.g. de gás para electricidade) ao longo do tempo. No Regime Ordinário, assume-se o cumprimento integral do Plano Nacional de Barragens de Elevado Potencial Hídrico (PNBEPH) nas datas comprometidas, e os descomissionamentos de centrais térmicas previstos na Política Energética Nacional (Figura 8 e Figura 9), o qual foi denominado de cenário base. Foi também construído um cenário alternativo, com simulação de atrasos na instalação de potência (assume-se que os aproveitamentos assinalados a cor na Figura 9 apenas entram em produção após 2020) para testar a influência da potência comissionada no cumprimento dos planos é um cenário mais exigente no cumprimento tanto do objectivo do PNAEE, uma vez que aumenta o consumo de energia primária por substituição térmica, como naturalmente do PNAER. Em relação às quatro centrais de CCGT (Combined Cycle Gas Turbine), previstas para Sines e Lavos, estimamos que apenas deverão entrar em produção após 2020 e não foram por isso consideradas no âmbito deste estudo. 12

13 A capacidade PRO térmica disponível em 2020 poderá ser inferior em 2,3 GW em relação à actual, acentuando-se a predominância do gás natural 2 PRO Estimativa de evolução da PRO térmica (1) Figura 8. Estimativa de evolução da PRO térmica (Portugal Continental, GW) (GW) Peso (%) 6,7 6,7 6,5 6,5 Peso (%) 26% 1,8 1,8 1,8 1,8 5,6 5,6 1,8 1,8 5,6 1,8 Sines (2) 4,4 0,6 4,4 0,6 0,6-2,3 4,4 13% 57% 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 87% 14% 3% 0,9 0, ,9 0, Tunes 0, Setúbal Carvão Gás Natural Fuel / Gás Natural Gasóleo Potenciais descomissionamentos (1) Portugal Continental (2) O descomissionamento de Sines está sujeito a avaliação pelas entidades competentes Fonte: SEE; DGEG; REN; análise A.T. Kearney (1) O descomissionamento de Sines está sujeito a avaliação pelas entidades competentes Fonte: DGEG; Na Análise capacidade A.T. Kearney hídrica, foram analisados dois cenários, sem e com atrasos, em que cerca de metade da capacidade é adiada para depois de 2020 Figura 9. Cenários 2 PRO de data de entrada da nova PRO hídrica Cenários de data de entrada da nova PRO hídrica 56/3272/12 2 Aproveitamentos ( * ) com bombagem Capacidade (MW) Horas (1) Cenário base Cenário alternativo (2) Alqueva II ( * ) Julho 2012 Ribeiradio Abril 2014 Baixo Sabor ( * ) Outubro 2014 Fridão Abril 2015 Após 2020 Venda Nova III ( * ) Julho 2015 Julho 2016 Salamonde II ( * ) Outubro 2015 Outubro 2016 Foz Tua ( * ) Outubro 2015 Outubro 2017 Bogueira Janeiro 2016 Após 2020 Gouvães ( * ) Julho 2016 Após 2020 Daivões Julho 2016 Após 2020 Vidago Julho 2016 Após 2020 Girabolhos ( * ) Após 2020 Alvito ( * ) Paradela II ( * ) Julho 2018 Após 2020 Aproveitamentos desconsiderados no horizonte 2020 no cenário alternativo (1) Horas anuais equivalentes à produção à potência nominal, líquidas de bombagem (2) Estimativa de atrasos baseada em informação dos operadores disponibilizada pela REN (estimativa à data de hoje, podendo existir atrasos superiores) (1) Horas anuais Fonte: equivalentes SEE; DGEG; REN; análise à produção A.T. Kearneyà potência nominal, líquidas de bombagem (na média dos regimes); Fonte: DGEG; Análise A.T. Kearney 56/3272/

14 A potência instalada ao abrigo deste regime deverá totalizar MW no continente em 2020, dos quais MW em capacidade hídrica (Figura 10). No cenário alternativo (com simulação de atrasos), a potência total em Portugal Continental deverá ficar apenas pelos MW. O cenário sem atrasos implica o PNBEPH conforme a trajectória REN e prevê uma capacidade instalada em 2020 de 13,4 GW Figura 10. Evolução da potência a instalar em Regime Ordinário 2 PRO Estimativa de evolução da PRO (1) (GW) Peso (%) 14,3 14,3 Peso (%) 13,4 13,4 13,4 1,8 1,8 12,5 0,6 0,6 0,6 4% 1% 12,0 11,8 12,1 11,7 0,2 0,2 1,8 0,9 0,9 0,9 0,9 8% 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 29% 1,8 1,8 1,8 15% 1,8 3,8 33% 3,8 3,8 3,8 3,8 43% 5,0 5,3 5,3 5,5 7,0 8,7 8,7 9,0 9,0 9,0 67% Gasóleo Fuel / Gás Natural Carvão Gás Natural Hídrica Fonte: DGEG; Análise A.T. Kearney (1) Portugal Continental Fonte: SEE; DGEG; REN; análise A.T. Kearney 56/3272/12 22 No Regime Especial, em Portugal Continental e até 2020, deverão ser instalados mais MW de potência (assumindo o cenário mais provável em função da potência licenciada e/ou atribuída em concurso), totalizando nesse ano MW de capacidade instalada (Figura 11). Não foram considerados novos licenciamentos de forma a estudar-se a necessidade efectiva de potência adicional no parque electroprodutor. 14

15 B Avaliação dos elementos de contexto Até 2020, deverão ser comissionados mais MW de potência em regime especial, totalizando nesse ano MW 3 PRE Estimativa de comissionamentos da PRE (MW) Figura 11. Evolução da potência a instalar em Regime Especial Potência (MW) Total a instalar Cogeração FNER Cogeração FER Eólica Mini-hídrica RSU Biomassa Biogás Solar Fotovoltaico Solar Termoeléctrico Ondas Total instalado Fonte: DGEG Fonte: DGEG; análise A.T. Kearney 56/3175/11 19 Tendo por base estes pressupostos, e para ambos os cenários, foram simuladas no software MARKAL, em conjunto com a DGEG, novas projecções de consumo de energia primária e final até 2020 ( 1,0% por ano entre 2010 e Figura 12); o consumo de energia primária é expectável que cresça em média entre 0,7 e 1,0% por ano entre 2010 e O consumo de energia primária é expectável que cresça entre 0,7-1,0% por ano Figura 12. Cenários de evolução do consumo de energia primária e final Consumo de energia primária (1) (Mtep) Consumo de energia final (2) (Mtep) TCMA: 0,7% TCMA: 0,7% Cenário base 22,1 22,6 23,8 17,7 17,1 4,3 4,2 18,9 4,5 6,5 6,2 6,8 6,9 6,7 7, e 2020e e 2020e Cenário alternativo 22,1 TCMA: 1,0% 22,6 24,3 TCMA: 0,7% 17,7 17,1 4,3 4,2 18,9 4,5 6,5 6,2 6,8 6,9 6,7 7, e 2020e e 2020e Electricidade Transportes Aquecimento e Arrefecimento (1) Sem consumos não-energéticos e normalizados para anos de hidraulicidade e vento médios (2) Valores de 2010 retirados do Balanço Energético provisório da DGEG Fonte: DGEG; análise A.T. Kearney 56/3272/

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). O possível adiamento de alguns comissionamentos na PRO trará dificuldades acrescidas ao cumprimento dos compromissos para 2020 Figura 13. Mapa de compromissos assumidos para 2020 Mapa de compromissos assumidos com a UE para 2020 Compromissos assumidos 20% de redução do consumo de energia primária (1) Objectivo ,1 Mtep Cenário base Estado compromissos 23,8 Mtep (-0,3 Mtep) Cenário alternativo Estado compromissos 24,3 Mtep (+0,2 Mtep) 25% de redução do consumo de energia primária (1) (Objectivo do Governo) 31% de fontes de energia renovável no consumo final bruto de energia total 22,6 Mtep 23,8 Mtep (+1,2 Mtep) 6,0 Mtep 5,6 Mtep (28,9%) 24,3 Mtep (+1,7 Mtep) 5,5 Mtep (28,4%) 10,0% de fontes de energia renovável no consumo final de energia em Transportes 30,6% de fontes de energia renovável no consumo final de energia em Aquecimento e Arrefecimento 55,3% de fontes de energia renovável no consumo final bruto de energia em Electricidade Redução da dependência energética com exterior (Objectivo do Governo) 0,6 Mtep 0,4 Mtep (6,9%) 2,3 Mtep 2,5 Mtep (32,4%) 2,8 Mtep 2,7 Mtep (54,5%) 0,4 Mtep (6,9%) 2,5 Mtep (32,4%) 2,6 Mtep (52,9%) 74% 73,5% 74,7% Nota: Cumprimento da penetração FER calculado com base no consumo final bruto de energia, segundo Directiva 2009/28/CE (1) Redução vs. projecções de consumo de energia realizadas em 2007 Fonte: DGEG; REN; análise A.T. Kearney 56/3272/12 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)

17 No cenário sem atrasos deverão ser trabalhados quatro desafios, sempre assumindo margens de risco para cobrir atrasos do PNBEPH Figura 14. Orientações chave para a revisão do PNAEE e PNAER Orientações chave para a revisão do PNAEE e PNAER Para o cumprimento dos compromissos Cenário sem atrasos (2020) Cenário com atrasos (2020) 1 Necessidade de redução de Consumo Primário de Energia (objectivo Governo) 2 Necessidade de aumento do peso das FER no Consumo Final bruto de Energia 3 Necessidade de aumento do peso das FER no sector dos transportes 4 Necessidade de aumento do peso das FER no sector eléctrico 5 Necessidade de redução da dependência energética com o exterior 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. Cenário base Cenário alternativo Fonte: Análise A.T. Kearney 56/3272/12 29 A conjuntura económica actual e a indefinição sobre a evolução futura recomendam que se assegure uma monitorização periódica sobre algumas variáveis económicas, nomeadamente a evolução da Produto Interno Bruto (PIB) e do consumo de energia, de forma a rever e afinar os pressupostos usados nos modelos de previsão que suportam os cenários constantes deste estudo. 17

18 4. Revisão do PNAEE a. Caracterização e avaliação da situação actual Portugal apresenta hoje uma intensidade energética 2 sobre a energia primária em linha com a da União Europeia, tendo assumido um valor de 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). Portugal está muito perto do 1º quartil de países com menor intensidade energética, apesar do seu baixo PIB per capita Figura 15. Intensidade energética vs. PIB per capita na UE (2010) Intensidade energética (tep/m ) 600 Intensidade energética vs. PIB per capita º quartil da intensidade energética 3º quartil da intensidade energética 2º quartil da intensidade energética 1º quartil da intensidade energética 9,5 k 18,4 k 28,1 k 36,2 k X,x k PIB per capita médio PIB per capita ( ) Nota: Valores de 2010 Fonte: Eurostat; Comissão Europeia; Análise A.T. Kearney Fonte: Eurostat, Comissão Europeia; Análise A.T. Kearney 56/3175/11 21 A reduzida intensidade energética sobre a energia primária face à riqueza do país resulta do elevado investimento no sistema energético nacional, em particular na produção de electricidade a partir das fontes hídrica, solar e eólica, evidenciando uma conversão de energia primária em energia final 27% mais eficiente (em intensidade energética) do que a da EU-27. Não obstante, este valor encobre um resultado menos positivo quando medida a intensidade energética sobre energia final, em que Portugal apresenta um resultado 12% acima da média Europeia. De facto, sobre a energia final, Portugal tem-se distanciado da EU-27 a uma taxa de 1% por ano no período entre 2000 e 2010 (i.e. 0.5% vs. 1.5% de melhoria da intensidade energética em energia final da EU-27). 2 Consumo de energia (primária ou final) sobre o PIB gerado 18

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). 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) Figura 16. Intensidade energética UE-27 vs. Portugal (tep/m, 2010) Intensidade energética do sistema energético nacional (1) Intensidade energética em energia final no residencial Intensidade energética em energia primária 49,5-27% 36,2 25,1-31% 17,3 143,8-2% 141,4 + UE-27 PT Elevado peso de fontes renováveis Intensidade energética em energia final UE-27 PT Clima ameno e reduzido PIB/capita Intensidade energética em energia final da economia produtiva (2) UE-27 PT 94,3 +12% 105,2 + 69,2 +27% 87,9 Diferenças justificativas UE-27 (1) Consumos do sistema energético para a conversão de energia primária em energia final (2) São incluídos os consumos em energia final totais à excepção do consumo do sector residencial Fonte: Eurostat; Análise A. T. Kearney (1) Consumos do sistema energético para a transformação de energia primária em energia final; (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 56/3272/12 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 , cerca de 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 PT UE-27 PT 3 19

20 O actual pacote de medidas de EE lançado no PNAEE terá contribuído, segundo a ADENE, para uma poupança de 660 ktep em energia final até 2010 Figura 17. Economias verificadas até 2010 e potenciais economias até 2016 por sector Análise de impactos das medidas do PNAEE Áreas de actuação Programa Impacto objectivo 2016 (ktep) Impacto estimado a 2010 (ktep) Execução em 2010 (%) Renove carro Transportes Mobilidade Urbana Sistema de EE nos transportes Renove casa e escritório Residencial e Serviços Sistema de EE nos Edifícios Renováveis na Hora Indústria Sistema de EE na Indústria Estado EE no Estado Comportamentos Operação E Total Fonte: Proposta de revisão do PNAEE DGEG/ADENE Fonte: Proposta de revisão do PNAEE DGEG/ADENE 56/3272/12 37 Entretanto, e à luz da recente proposta de directiva europeia 2011/0172, o objectivo foi redefinido sobre o consumo previsto de energia primária em 2020 (com base em projecções PRIMES realizadas em 2007), impondo uma redução de 20% a um consumo expectável de 30.2 Mtep sem consumos não-energéticos 3. Esta redefinição traduz-se não numa redução necessária sobre o consumo mas num valor-limite ao consumo que se estipula em 24.1 Mtep. Consequentemente, a crise que se fez sentir facilitou o cumprimento do objectivo uma vez que os pressupostos de crescimento assumidos pela Comissão Europeia em 2007 se alteraram significativamente. Segundo a previsão de consumo para 2020 realizada através do software MARKAL, o objectivo de 20% de redução (limite máximo de consumo de 24.1 Mtep) será cumprido em 2020 sem serem necessárias medidas adicionais com um consumo previsto de 23.8 Mtep no cenário base. No cenário alternativo serão necessárias medidas adicionais uma vez que o consumo estimado em 2020 é de 24.3 Mtep (ver Figura 18). O novo objectivo de redução de 25% ambicionado pelo Governo exige um esforço adicional de 1,2-1,7 milhões de tep na redução do consumo de Energia Primária, dependendo do nível de concretização de instalação de FER para produção de electricidade (cenário base vs. cenário alternativo). 3 Todos os consumos de energia primária a que doravante se refere não incluem consumos não-energéticos 20

21 O novo objectivo de redução de 25% ambicionado pelo Governo exige um esforço de 1,2-1,7 Mtep na redução adicional do consumo de Energia Primária Figura 18. Cenários de consumo de energia primária em 2020 (Mtep) Cenários de consumo de Energia Primária em 2020 (Mtep) Cenário base 30,2 23,8-20% -0,3 24,1-25% 1,2 22,6 Cenário alternativo 30,2 24,3-20% 0,2 24,1-25% 1,7 22,6 Previsão inicial (PRIMES 2007) Cenário revisto (MARKAL 2012) Redução necessária (meta UE) Consumolimite para 20% de redução Redução necessária (meta Governo) Consumolimite para 25% de redução Nota: Todos os consumos dizem respeito a consumos de energia primária sem usos energéticos Fonte: DGEG; Comissão Europeia; Análise A.T. Kearney Fonte: DGEG; Comissão Europeia; Análise A.T. Kearney 56/3272/12 36 Numa tentativa de quantificar o impacto potencial do actual pacote de medidas de eficiência energética lançado no PNAEE sobre estes novos objectivos, foi feita uma análise profunda ao impacto estimado pela ADENE de 660 ktep em energia final até 2010, e também ao impacto expectável até 2016 com a execução de todas as medidas previstas. Estes impactos foram analisados e revalidados de acordo com as normas europeias sobre a monitorização de planos e medidas de Eficiência Energética (descritas no documento Recommendations on measurement and verification methods in the framework of Directive 2006/32/EC on Energy end-use efficiency and energy services, da Comissão Europeia): 1. As economias resultantes de uma medida num determinado ano provêm de acontecimentos realizados nesse mesmo ano e não de anos passados (bottom-up) Exemplo: As economias resultantes da venda de carros mais eficientes em 2009 não são contabilizadas novamente em O impacto de uma medida resulta de melhorias de eficiência causadas pela própria medida em relação a um ano de referência passado e não em relação a cenários hipotéticos (top-down) Exemplo: Verificar que a quota de transportes públicos se manteve constante e assumir que, caso não existisse a medida de promoção, a mesma quota seria inferior existindo, por isso, uma economia (incorrecto) 3. Na promoção de produtos mais eficientes que o mercado, as poupanças devem ser calculadas em relação à média do mercado e não em relação a um valor menos eficiente (excepto quando a eficiência dos produtos substituídos é conhecida) (bottom-up) - Exemplo: A economia gerada pela venda de uma máquina de lavar roupa A+ deve ser 21

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 ktep de poupanças (Figura 19 e Figura 20). 22

23 Dos impactos estimados a 2010 (660 ktep) foi possível validar cerca de 70%, resultando em 460 ktep de poupança de energia final com o PNAEE actual Figura 19. Validação dos impactos monitorizados em 2010 (energia final) Área Transportes Residencial e e Serviços Serviços Indústria Indústria Validação dos impactos monitorizados em 2010 (energia final) Programa Renove carro O impacto do imposto de CO 2 foi isolado Mobilidade Urbana Sist. de E.E. nos transportes Renove casa e escritório Sist. de E.E. em edifícios Renováveis na hora Sist. de E.E. na indústria Impacto (1) estimado Impacto (1) validado Estado Estado E.E. no estado 10 7 Operação E Racional da diferença 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 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) As metodologias foram redefinidas de acordo com a CE (passa a ser calculado em função da eficiência do parque) A microprodução (fotovoltaico) não traz poupanças em energia final (embora o faça em energia primária) A medida E8M11 (incentivo à retirada de lâmpada de vapor de mercúrio) necessita de uma revisão de pressupostos Existe dupla contagem no ano de 2009 com as medidas de solar térmico residencial, serviços e estado Total (70%) (1) Valores apresentados em ktep sobre energia final Fonte: Planos de eficiência energética dos países apresentados; Análise A.T. Kearney Dos impactos esperados até 2016 (2.240 ktep), metade são realisticamente exequíveis, resultando em ktep de poupanças em energia final Figura 20. Validação dos impactos potenciais para 2016 (energia final) Área Análise do potencial de impacto para 2016 (energia final) Programa Impacto (1) previsto Impacto (1) validado Racional da diferença 56/3272/12 38 Transportes Renove carro Mobilidade Urbana Retirada de incentivos e a revisão da metodologia de cálculo impõem a revisão em baixa do potencial Revisão da metodologia impõe a revisão em baixa do potencial Sist. de E.E. nos transportes Revisão da metodologia impõe a revisão em baixa do potencial Residencial e e Serviços Serviços Indústria Indústria Renove casa e escritório Sist. de E.E. em edifícios Renováveis na hora Sist. de E.E. na indústria Estado Estado E.E. no estado Comportamentos Comportamentos Operação E 129 Comporta-mentos 60 Revisão da metodologia impõe a revisão em baixa do potencial A microprodução (fotovoltaico) não traz poupanças em energia final (embora o faça em energia primária) O potencial foi recalculado tendo em conta o baixo grau de execução até ao presente (~10% de execução) (2) O potencial foi recalculado tendo em conta o baixo grau de execução até ao presente (~10% de execução) Por default, a CE recomenda a utilização de um período de vida útil das medidas consideradas de 2 anos (3) Total (51%) -> inclui 460 ktep até 2010 e 681 ktep restantes até 2016 (1) Valores apresentados em ktep; (2) Excluindo a medida I7M4 que já foi executada a 100% (3) Significa que após 2 anos as medidas deixam de produzir efeitos; Deverá ser verificado que % do impacto inicial se mantém ao longo do tempo Fonte: Planos de eficiência energética dos países apresentados; Análise A.T. Kearney (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 56/3272/

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 Este valor é suficiente para cumprir a redução necessária no cenário base, faltando aproximadamente 0,4 Mtep para o cumprimento do cenário alternativo (cenário com potência a instalar em risco). Na Figura 21 é apresentada a evolução das poupanças previstas até 2020 em energia final e os valores que as mesmas poupanças assumem em energia primária no mesmo ano. São apresentados os valores previstos pela ADENE (objectivo PNAEE (pré-revisão)), as poupanças que foram validades e que já se encontram incorporadas na economia e na simulação corrida no software MARKAL (poupanças validadas e incorporadas) e as poupanças adicionais que se esperam obter com as medidas que constam no plano actual (poupanças validadas a atingir). Na Figura 22 é comparado o que é expectável que se obtenha com o plano actual face ao que é necessário para o cumprimento dos objectivos do governo (25% de redução) nos cenários considerados). Como se pode concluir, embora no cenário base o cumprimento esteja assegurado O pacote de medidas actual do PNAEE é expectável que produza poupanças com o plano actual, no cenário alternativo é necessária uma redução adicional de adicionais de ~1,1 Mtep em Energia Final e ~1,3 Mtep em Primária em 2020 aproximadamente 0.4 Mtep. Figura 21. Poupanças de Poupanças consumo de de energia consumo em 2020 de (Mtep) energia em 2020 (Mtep) Objectivo PNAEE (pré-revisão) Poupanças validadas e incorporadas Poupanças validadas a atingir (adicionais) 3,2 2,2 0,5 0,5 0,7 0,5 0,5 0,7 1,1 1, Energia Final Energia Primária Fonte: ADENE; Análise A.T. Kearney 56/3272/

25 Com o plano actual é expectável que se cumpra a redução necessária no cenário optimista, faltando ~0,4 Mtep para o cumprimento do cenário central Poupanças de Energia Primária a atingir em 2020 (Mtep) Figura 22. Poupanças de energia primária em 2020 (Mtep) Cenário alternativo Cenário base 1,3 1,7 0,4-0,1 1,2 Poupanças adicionais das medidas actuais Esforço de EE necessário Diferencial a atingir em medidas adicionais 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. Fonte: ADENE; Análise A.T. Kearney As necessidades de investimento adicionais serão decididas em conjunto com o cumprimento dos objectivos do PNAER 56/3272/12 43 a. Acção: Reforço das medidas actuais e lançamento do novo pacote de medidas Eliminação de medidas de Eficiência Energética de reduzida tangibilização / quantificação ou com impacto reduzido Lançamento de novas medidas tendo por base novas Directivas Europeias e estudo de melhores práticas europeias, com enfoque em medidas de reduzido custo e facilidade de implementação relativa b. Monitorização: Revisão dos métodos de monitorização de resultados Redefinição de metodologias de cálculo dos indicadores bottom-up para isolar, tanto quanto possível, o impacto realizado por cada medida e alinhar racional de medição com directrizes da CE Identificação e produção de indicadores sectoriais actualmente inexistentes, num esforço de aproximação às recomendações europeias de inclusão de monitorização top-down 25

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. iii. 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; Introdução de medidas resultantes de um benchmark Europeu, de onde é possível retirar medidas com potencial de implementação de investimento reduzido ou nulo e medidas com potencial de implementação mas que necessitem de investimento para o efeito. i. Reforço da acção sobre o pacote de medidas existente O PNAEE actual, que conta hoje com 55 medidas de acordo com a proposta de revisão da ADENE/DGEG (2011), foi revisto e analisado tendo em conta a exequibilidade e o investimento necessário à promoção de cada medida. Das medidas cuja operacionalização não foi realizada ou cujo impacto não foi monitorizado, recomendamos a eliminação das seguintes: Pressão certa (T1M4): medida cuja monitorização levanta sérios desafios e cujos benefícios podem não justificar o investimento necessário; Fluidos eficientes (T1M5) e plataforma de gestão de tráfego (T2M4): medidas de difícil tangibilização, em particular no contexto económico actual (em linha com informação da ADENE); Portugal Logístico (T3M1) e Auto-estradas do mar (T3M2): medidas que exigem níveis de investimento altos, desalinhadas com as necessidades económicas actuais (embora seja reconhecido o seu valor do ponto de vista político e de competitividade nacional). Por outro lado, existe um conjunto de medidas que, não tendo sido operacionalizadas até ao momento, têm elevado potencial em realizar economias de energia sem ser necessário investimento adicional, nomeadamente: Regulamentação da entrada de táxis colectivos no mercado (T2M2): medida sem investimento que promove a entrada de táxis colectivos no mercado que, além de economizar energia devido à elevada taxa de ocupação, pode promover a articulação com os transportes públicos colmatando eventuais lacunas de serviço. A medida deve promover, ainda, veículos eléctricos que apesar da reduzida autonomia têm substancialmente menores custos operacionais dinamizando indirectamente o sector como hoje o conhecemos; Desincentivo à aquisição de novos equipamentos ineficientes (R&S4M4): medida que tem como objectivo desincentivar a aquisição de novos equipamentos ineficientes, quer 26

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 ktep 4 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; km percorridos anualmente; Consumo médio de 57 gep/pkm; Vendas anuais de fogões de 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: un (ICESD, 2010); % de renovação anual=5%; 20% de redução nas vendas de aquecedores eléctricos por causa da medida; Consumo de energia eléctrica por aquecimento eléctrico: 0,026 tep/aquecedor/ano; 1,8GW de potência de cogeração licenciada; 20% de centrais subaproveitadas; 35% rendimento eléctrico; 45% rendimento térmico; 6200 GWh de produção eléctrica em 2010; 30% das centrais subaproveitadas encontram-se perto de pontos de procura; 50% do calor gerado pode ser efectivamente aproveitado; 90% de rendimento de queima caso o calor tivesse que ser produzido independentemente 27

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-nulo 5 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 De forma a serem cumpridas estas exigências, a directiva prevê um aumento periódico dos requisitos mínimos de desempenho energético dos edifícios novos e existentes. Por fim, as directivas 2009/72/CE e 2009/73/CE prevêem a cobertura mínima de 80% dos consumidores finais com contadores inteligentes até 2020, pelo que esta implementação trará economias de energia resultantes de alterações comportamentais estudadas por diversos Estadosmembros, incluindo Portugal. Além disto, a já prevista implementação das redes inteligentes também diminuirá as perdas que actualmente se verificam no transporte e distribuição de electricidade no país. Estimamos que a operacionalização das directivas referidas perfaça uma economia de 230 ktep 6 em 2020, dividido por directiva de acordo com a Figura Cabe a cada Estado-membro definir os critérios a cumprir para se considerar um consumo energético habitacional como quase-nulo 6 Pressupostos da quantificação: 602 ktep de consumo eléctrico nacional (cozinha + equipamentos) (ICESD, 2010); 5% de redução dos consumos eléctricos após a implementação da directiva Ecodesign além do já previsto pelo PNAEE; 2,81 TWh de consumo de electricidade nos edifícios do Estado em 2010 (DGEG); 73% do consumo do estado é eléctrico (valor para os serviços em 2010 (Balanço energético 2010, DGEG)); 3% de taxa de renovação a partir de 2014 (proposta de directiva 2011/0172); 60% de potencial de redução após renovações; 7372 renovações habitacionais em 2010 (INE); 0,13 tep/ano de consumo eléctrico alvo de redução (ICESD, 2010); 0,26 tep/ano de consumo energético além de electricidade alvo de redução (ICESD, 2010); Factor de conversão de energia eléctrica para energia primária em 2020: 135 tep/gwh; 80% de penetração de contadores inteligentes; 3,2% de redução no consumo eléctrico (KEMA) e 3,7% de redução no consumo de gás (KEMA) através da instalação de contadores inteligentes; 5% de redução das perdas de transporte e distribuição de electricidade na rede; 28

29 1 As três Directivas Europeias mais recentes e em implementação deverão trazer poupanças adicionais de ~230 ktep em 2020 Figura 23. Poupanças de energia primária estimadas em 2020 pela operacionalização de directivas recentemente lançadas (ktep) Directivas em implementação Potencial de poupanças adicionais de energia primária em 2020 (ktep) Directivas Ecodesign Directiva EPBD Directiva dos contadores e redes inteligentes Total (1) Energy Performance of Buildings Directive Pressupostos: 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; 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 energética 7. Esta exigência implica duplicar a velocidade média de execução verificada no período onde, face às metas ambicionadas para 2016, apenas se executaram aproximadamente 10% das economias previstas. Fonte: Smart meters in the Netherlands, KEMA; Proposta de directiva 2011/0172; DGEG; INE; Análise A.T. Kearney Para tal, torna-se necessário: 56/3272/12 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 250m 2 ; Identificar todos os organismos que tenham desempenho energético inferior aos requisitos mínimos previstos na lei; 49 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 500m 2 e, a partir de 09/07/2015, de 250 m 2 ; A renovação dá-se a partir de 1 de Janeiro de 2014; Os requisitos mínimos terão que ser elevados periodicamente de forma a ser possível construir edifícios com consumo quase-nulo a partir do início de 2019 no sector público e do início de 2021 no sector privado 29

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 1 O recém-lançado ao cumprimento programa dos objectivos ECO.AP na área é dos uma edifícios base essencial, do Estado, embora ainda ainda exista a necessidade exista de a clarificar necessidade alguns aspectos de clarificar chave alguns como se aspectos pode observar chave na Figura 24. Figura 24. Objectivos e desafios futuros Caracterização das alavancas do programa do programa ECO.AP Apoio Alavancas Barómetro de Eficiência Energética Objectivos 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 Desafios futuros Promover a disponibilização de informação completa pelas diversas entidades gestoras do estado Alargar o projecto piloto a todos os edifícios públicos Desenvolver e consolidar indicadores de eficiência energética adequados a cada tipo de sector de serviços do estado independentes de factor externos como, por exemplo, condições meteorológicas Monitorizar dinâmica e fidedignamente os consumos energéticos ESE s Renovar o parque de edifícios e equipamentos Reduzir a barreira do investimento inicial Desenvolver o mercado de empresas de serviços energéticos Concretizar e afinar o modelo contratual entre o Estado e as ESE s Diminuir o risco da operação (o desenvolvimento dos indicadores adequados tem um papel chave) Garantir que as empresas têm o financiamento necessário à execução do programa Fonte: ADENE; Análise Análise A.T. Kearney A.T. Kearney 56/3272/12 5 iii. Introdução de medidas adicionais resultantes de um benchmark Europeu O benchmark realizado tem por objectivo comparar Portugal às melhores práticas Europeias nos diversos sectores abrangidos pelo PNAEE. Nesse sentido, foram seleccionados países com planos de acção para a eficiência energética que abordem de uma forma integrada e compreensiva os diversos sectores abrangidos pela directiva que rege o PNAEE. Os planos revistos da Alemanha, Espanha, França e Holanda obedecem a estes critérios, sendo que os planos iniciais da Alemanha e da Holanda eram já reconhecidos como as melhores práticas pela Comissão Europeia e o plano Espanhol já se encontra elaborado segundo a nova proposta de directiva 2011/0172. Na Figura 25 identificam-se as medidas de eficiência energética previstas nos planos nacionais de cada país nos diferentes sectores e em anexo pode-se observar a comparação entre o que foi implementado em Portugal e o que foi implementado nos países de referência nos diferentes sectores. 30

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. 1 Para a identificação de melhores práticas de EE, foram analisados os planos de acção em quatro países nos diferentes sectores Figura 25. Nº de medidas de eficiência energética identificado por sector Nº de medidas de EE identificadas por sector Sector Edifícios e equipamentos Estado Indústria Transportes Agricultura e pesca Transformação de energia (1) 6 -- (1) -- (1) -- (1) Transversal Total (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; Análise A.T. Kearney (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 56/3272/12 53 Do benchmark realizado, foi possível fazer um levantamento de medidas com potencial de implementação em Portugal que se pode observar nas Figura 26 (edifícios e equipamentos), Figura 27 (transportes) e Figura 28 (restantes). Numa primeira análise é ainda apresentada uma comparação qualitativa do investimento necessário para a implementação de cada medida assim como da relação custo/benefício das mesmas. 31

32 1 Do benchmarking realizado retiraram-se possíveis novas medidas com potencial de implementação em Portugal (1/3) Medidas com potencial de implementação Figura 26. Medidas com potencial de implementação no sector de edifícios e equipamentos Sector Medidas País Investimento Custo vs. benefício 1 Desenvolvimento de um acordo de performance energética mínima com o sector de construção (edifícios novos e existentes) 2 Regulamentar a repartição de benefícios entre senhorio e arrendatário em investimentos em eficiência energética Edifícios e equipamentos 3 Reforço de campanhas de comunicação 4 Incentivo à compra de bombas de calor 5 Benefícios fiscais para renovações habitacionais 6 Criação de fundo de investigação para o desenvolvimento de novas iniciativas de eficiência energética Baixo Alto Do benchmarking realizado retiraram-se possíveis novas medidas com potencial de implementação em Portugal (2/3) Fonte: Planos de eficiência energética dos países apresentados (Comissão Europeia, Energia); Análise A.T. Kearney 1 56/3272/12 Fonte: Planos de eficiência energética dos países apresentados (Comissão Europeia, Energia); Análise A.T. Kearney 8 Medidas com potencial de implementação Figura 27. Medidas com potencial de implementação no sector dos transportes Sector Medidas País Investimento Custo vs. benefício 7 Promoção do modo ferroviário de mercadorias: introdução de uma taxa variável com a distância no modo rodoviário de mercadorias 8 Definição de requisitos mínimos mais exigentes nas emissões de CO 2 dos veículos ligeiros Transportes 9 Regulamentação da eco-condução nas escolas de condução para veículos de passageiros e mercadorias 10 Promoção do Car Sharing Baixo A área dos transportes necessita de uma monitorização exigente para que se possa conhecer o impacto das recentes reestruturações Alto Fonte: Planos de eficiência energética dos países apresentados; Análise A.T. Kearney 56/3272/12 Fonte: Planos de eficiência energética dos países apresentados (Comissão Europeia, Energia); Análise A.T. Kearney 56 32

33 1 Do benchmarking realizado retiraram-se possíveis novas medidas com potencial de implementação em Portugal (3/3) Medidas com potencial de implementação Figura 28. Medidas com potencial de implementação nos sectores da indústria, Estado, agricultura e pesca e transformação de energia Sector Medidas País Investimento Custo vs. benefício Indústria 11 Reforço de acordos voluntários/ planos de racionalização com a indústria para a diminuição de consumos energéticos 12 Financiamento à substituição de equipamentos Estado 13 Formação de gestores municipais de energia 14 Incentivo à melhoria de eficiência energética dos sistemas de rega Agricultura e pescas 15 Aconselhamento técnico e subsídios à implementação de medidas de eficiência energética 16 Renovação da frota de tractores Transformação de energia 17 Interligação entre pontos de procura e oferta de calor Baixo Alto Fonte: Planos de eficiência energética dos países apresentados (Comissão Europeia, Energia); Análise A.T. Kearney Fonte: Planos de eficiência energética dos países apresentados (Comissão Europeia, Energia); Análise A.T. Kearney 56/3272/12 10 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 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 novos condutores por ano; Medida 11: Reforço dos planos de racionalização com a indústria para a diminuição de consumos energéticos, alargando o universo de empresas abrangidas pelo actual Sistema de Gestão dos Consumos Intensivos de Energia (SGCIE), diminuindo os períodos dos planos de racionalização e reforçando a fiscalização das economias previstas. 33

34 Estimamos que as quatro medidas propostas perfaçam um total de economias em 2020 de 120 ktep 8, divididos por medida de acordo com a Figura 29. Figura 29. Potencial de poupança de energia primária em 2020 (ktep) Reforço dos planos de racionalização com a indústria Regulamentação da eco-condução nas escolas de condução Repartição de benefícios entre senhorio e arrendatário Acordo de performance com o sector de construção Total Fonte: IMTT; Governo; ADENE; ICESD, 2010 (DGEG); Análise A.T. Kearney Para a concretização das medidas propostas é necessário lançar um conjunto articulado de acções que se encontram dispostas na Figura 30. As três vertentes accionadas permitem atingir economias de 385 ktep (ver Figura 31) em energia primária em 2020, ou seja, 91% das economias necessárias adicionais necessárias (422 ktep), sendo que o diferencial adicional em falta (37 ktep) deve ser atingido através de medidas que potenciem o investimento privado com investimento público reduzido. Das medidas resultantes do benchmark realizado, foram seleccionadas as que melhor satisfazem o critério referido. 8 Pressupostos da quantificação: cartas emitidas por ano (IMTT); 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; fogos arrendados (Imprensa); 10% de renovação; Consumo eléctrico alvo de redução: 0.13 tep/ano (ICESD, 2010); Consumo não-eléctrico alvo de redução: 0,26 tep/ano (ICESD, 2010); 60% de potencial de redução; 1000 empresas abrangidas pelo alargamento (ADENE); Consumo mínimo de 400 tep/ano (ADENE); Potencial de redução de 10%; 50% de consumo eléctrico (ADENE); 50 ktep adicionais por diminuição dos períodos dos planos de racionalização (ADENE) 34

35 1 Para a concretização das poupanças em 2020 é crítico lançar um conjunto articulado de acções Figura 30. Modo de operacionalização das medidas sem investimento propostas Medidas propostas 1 Desenvolvimento de um acordo de performance energética mínima com o sector de construção 2 Regulamentar a repartição de benefícios entre senhorios e arrendatários em investimentos em eficiência energética 9 Regulamentação da ecocondução nas escolas de condução para veículos de passageiros e mercadorias Acções a lançar 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 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 Introduzir o ensino obrigatório de conteúdos de eco-condução nas escolas de condução (em ambas componentes teórica e prática) 11 Reforço do SGCIE 1 As poupanças previstas são ainda insuficientes (-9%) para cobrir as necessidades de redução adicionais de ~0,4 Mtep no cenário central Fonte: ADENE; Análise A.T. Kearney Fonte: ADENE; Análise A.T. Kearney 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 Figura 31. Poupanças previstas de acordo Poupanças com as 3 vertentes previstas accionadas (ktep) (ktep) 56/3272/ % 9% % Reforço de medidas actuais Implementação de Directivas Introdução de medidas adicionais Poupanças esperadas em 2020 Poupanças a atingir em 2020 Diferencial adicional em falta % Cumprimento das poupanças a atingir Fonte: Análise A.T. Kearney Fonte: ADENE; Análise A.T. Kearney 56/3272/

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 referese ao capital público investido para a promoção da medida sobre as economias que a mesma produz por ano. Como se pode observar pela mesma Figura, a medida com melhor relação custobenefício é a medida de promoção de planos de racionalização através de empresas de serviços energéticos (ESE s), sendo que o seu potencial impacto em 2020 é suficiente para proporcionar a redução necessária de 37 ktep em energia primária. A medida referida, além de ter uma relação custo-benefício reduzida, vai de encontro ao racional que deve reger o PNAEE: partilhar a responsabilidade do aumento da eficiência energética na economia junto das entidades privadas. Com este objectivo, devem ser introduzidas e desenvolvidas as ferramentas necessárias que, de uma forma economicamente eficiente, multipliquem as economias atingidas promovendo o investimento privado em detrimento do público. A dinamização do mercado das ESE s vem de encontro a este objectivo, sendo o papel do Estado a criação das condições necessárias ao seu desenvolvimento e amadurecimento. 1 O diferencial adicional em falta poderá ser atingido através de medidas que potenciem o investimento privado com investimento público reduzido Figura 32. Medidas com potencial de implementação com investimento reduzido Medidas propostas Investimento público Potencial impacto Forma de operacionalizar 4 Incentivo à instalação de sistemas mais eficientes de aquecimento 5 Benefícios fiscais para renovações habitacionais 12 Promoção de planos de racionalização através de ESE s 275 /tep 50 ktep 90 /tep 60 ktep 45 /tep 160 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 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 Criar uma linha de crédito bonificado para empresas prestadoras de serviços energéticos Acordar com o sector a forma mais eficiente de disponibilizar recursos Medida recomendada Nota: Considerando taxa de financiamento de 8% ao ano, 5 anos de financiamento e vida do equipamento, investimento inicial de 815 /tep; Substituições com TIR de 14%; Penetração de 20% em industria e serviços; custo de instalação de 20% do equipamento e 40 /KW (210 kwt); COP = 4 das bombas de calor; Subsídio de 50% na bomba de calor Fonte: Análise A.T. Kearney 56/3272/12 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 12 36

37 de ktep) face à projecção do consumo para 2020 ( ktep), totalizando ktep em economias previstas em 2020 (Figura 33). Para este efeito, torna-se necessário um investimento público estimado em 340 M. 1 O objectivo do plano é exequível a um custo de ~340 M, sendo essencial garantir a sua monitorização Figura 33. Cumprimento da redução do consumo de energia primária (1) (ktep) em função das vertentes accionadas Redução do consumo de Energia Primária (1) (ktep) Cenário revisto (MARKAL 2012) Poupanças pelo pacote de medidas actual Reforço de medidas actuais Implementação Introdução de Directivas de medidas adicionais Promoção de planos de racionalização Total a atingir Consumolimite para 25% de redução (1) Consumos de energia primária sem usos não-energéticos Fonte: Análise A.T. Kearney 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 Na Figura 34 apresentam-se as economias em energia final previstas no PNAEE revisto por sector face aos consumos previstos em 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). (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 56/3272/

38 1 O elevado peso do sector Residencial e Serviços possibilita a redução do investimento público necessário à execução do plano revisto Figura 34. Estrutura do consumo nacional e das economias previstas no PNAEE em 2020 Sector Consumo de energia final de Portugal (Mtep, 2020) Economias previstas no PNAEE (1) (Mtep, 2020) Residencial e Serviços 5,4 29% 1,0 57% Transportes 6,8 36% 0,4 22% Indústria 6,7 35% 0,4 21% Total 18,9 100% 1,8 100% % % sobre o valor total (1) São incluídos os valores já atingidos até 2010 (460 ktep) (2) Diz respeito à indústria incluída no regime de comércio de licenças de emissão de gases com efeito de estufa Fonte: Análise A.T. Kearney (1) São incluídos os valores já atingidos até 2010 (460 ktep) Fonte: Análise A.T. Kearney 56/3272/

39 2 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. A monitorização das medidas de EE assume um papel crítico no PNAEE, sendo recomendável pela CE a utilização de métodos complementares Figura 35. Métodos de monitorização do PNAEE Métodos de monitorização do PNAEE Método Top-Down A poupança de energia é estimada usando dados nacionais ou agregados sectoriais tendo por base um ano de referência + Permite calcular indicadores de eficiência por sector de actividade + Permite monitorizar a evolução da eficiência energética de cada sector + Permite comparar a eficiência energética com a de outros países - Não mostra casualidade entre medidas e impactos Método Bottom-up A poupança de energia é calculada a partir da soma das estimativas de impacto de cada medida Fonte: Directiva 2006/32/EC; Análise A.T. Kearney + 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 Fonte: Directiva 2006/32/EC do parlamento Europeu (5 de Abril de 2006); Análise A.T. Kearney 56/3272/12 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

40 2 62% das medidas constantes no plano são monitorizadas por indicadores bottom-up deixando 48% do plano por monitorizar Figura 36. Estado das medidas constantes no PNAEE por sector Estado das medidas por sector Medidas monitorizadas Medidas não monitorizadas Medidas novas 1 Total Transportes Residencial e Serviços Indústria Estado Transversal Total 34 (62%) 13 (24%) 8 (14%) 55 (100%) (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 O método top-down, uma vez que possibilita uma visão macro sectorial, permite monitorizar todo o universo de medidas (1) Tratam-se de medidas novas ou remodeladas apresentadas na proposta de revisão do PNAEE (DGEG/ADENE, 11/2011), cujas metodologias não 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. 56/3272/12 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

41 2 A Comissão Europeia definiu um framework de monitorização top-down que evolui de acordo com a informação disponível Figura 37. Fases de excelência na monitorização top-down Rigor da monitorização Fases de excelência do framework de monitorização Monitorização rigorosa Utiliza apenas indicadores preferenciais (P) Monitorização intermédia Expurga os efeitos não relacionados com eficiência energética Monitorização mínima Conjuga indicadores mínimos (M) com indicadores preferenciais (P) Exige mais informação Utiliza indicadores mínimos (M) Deve ser utilizado apenas quando não existe mais informação disponível Inclui efeitos não dependentes da eficiência energética Informação exigida Fonte: Recommendations on measurement and verification methods (CE); Análise A.T. Kearney 2 A recomendação da Comissão Europeia em usar-se os indicadores topdown já foi incorporada por diversos países da UE, ao contrário de Portugal Fonte: Análise A.T. Kearney Figura 38. Benchmarking da utilização de indicadores top-down na Espanha, França e Alemanha Sector Residencial Serviços P P P P P M M P P M M P1 P2 P3 P4 P5 M1 M2 P6 P7 M3 M4 Benchmarking com Espanha, França e Alemanha (1/2) Indicadores Indicador utilizado Indicador utilizado com algumas modificações Indicador não utilizado 56/3272/12 Consumo de energia para aquecimento de espaço por m2 ajustado às condições climatéricas Consumo de energia para arrefecimento de espaço por m2 ajustado às condições climatéricas (1) Consumo de energia para aquecimento de água por habitante Consumo de electricidade (kwh) por tipo de equipamento Consumo de electricidade (kwh) para iluminação por alojamento Consumo de energia não-eléctrica por alojamento ajustado às condições climatéricas Consumo de energia eléctrica (kwh) por alojamento Consumo de energia não-eléctrica por indicador de actividade ajustado às condições climatéricas Consumo de energia eléctrica por indicador actividade Consumo de energia não-eléctrica por empregado equivalente ajustado às condições climatéricas Consumo de energia eléctrica (kwh) por empregado equivalente 68 P: Preferencial A: Alternativo M: Mínimo (1) No 2º plano não é calculado por falta de informação estatística mas prevê-se a sua incorporação num futuro próximo Fonte: Recommendations on measurement and verification method (CE); PNAEE Espanha, França, Alemanha e Portugal; Análise A.T. Kearney (1) No 2º plano não é calculado por falta de informação estatística mas prevê-se a sua incorporação num futuro próximo Fonte: Recommendations on measurement and verification methods (CE); PNAEE Espanha, França, Alemanha e Portugal; Análise A.T. Kearney 56/3272/

42 2 A recomendação da Comissão Europeia em usar-se os indicadores topdown já foi incorporada por diversos países da UE, ao contrário de Portugal Figura 39. Benchmarking da utilização de indicadores top-down na Espanha, França e Alemanha Sector Indústria Transportes P A P14 M8 P/A P8/A1 P/A P9/A2 P P P10 P11 Benchmarking com Espanha, França e Alemanha (2/2) Indicadores Consumo de energia de cada subsector sobre o respectivo índice de produção industrial Consumo de energia de cada subsector sobre o respectivo valor acrescentado (1) Consumo de energia dos carros por p.km transportado ou em litros/100km Consumo de energia de carrinhas/camiões por ton.km ou por veículo Consumo de energia dos comboios por p.km transportado Consumo de energia da ferrovia por ton.km transportada P P12 Quota do transporte público (passageiros) (2) P M M M P13 M5 M6 M7 Quota do transporte de mercadorias (ferrovia e barco) Consumo de energia do sector rodoviário por carro equivalente Consumo de energia do sector ferroviário por ton.km equivalente Consumo de energia do transporte marítimo por ton.km Indicador utilizado Indicador utilizado com algumas modificações Indicador não utilizado (1) É monitorizado o valor agregado da indústria; (2) Apesar de estar definido, não é monitorizado Nota: Todo o consumo de energia refere-se a energia final medido em tep, salvo indicação em contrário Fonte: Recommendations on measurement and verification method (CE); PNAEE Espanha, França, Alemanha e Portugal; Análise A.T. Kearney (1) É monitorizado o valor agregado da indústria; (2) Apesar de estar definido, não é monitorizado Fonte: Recommendations on measurement and verification methods (CE); PNAEE Espanha, França, Alemanha e Portugal; Análise A.T. Kearney 56/3272/12 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). (2) P: Preferencial A: Alternativo M: Mínimo 70 42

43 2 O desenvolvimento dos indicadores exige a monitorização e tratamento de diversas variáveis pelas entidades competentes (1/3) Figura 40. Variáveis a desenvolver e entidades competentes para o efeito (sector residencial) Sector residencial Variáveis a desenvolver Consumo total de energia para: Aquecimento de espaço ambiente Arrefecimento de espaço ambiente Aquecimento de água Indicadores abrangidos P1; P2; P3 Responsabilidade 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 Nota: Informação validada pela ADENE 2 Fonte: Análise A.T. Kearney Nota: validados pela ADENE Fonte: Análise A.T. Kearney Todas as variáveis terão que ser monitorizadas anualmente O desenvolvimento dos indicadores exige a monitorização e tratamento de diversas variáveis pelas entidades competentes (2/3) 56/3272/12 Figura 41. Variáveis a desenvolver Sector e entidades dos competentes serviços e para indústria o efeito (sector dos serviços e indústria) 74 Serviços Variáveis a desenvolver Consumo de energia não-eléctrica por sector de actividade P6 Consumo de energia eléctrica por sector de actividade P7 Indicadores abrangidos Responsabilidade DGEG, em articulação com ADENE (SCE) 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 Indústria Consumo de energia por cada subsector industrial P14; M8 Índice de produção industrial de cada subsector industrial P14 INE (No caso do Estado, a DGAEP através do SIOE tem o cadastro de todos os funcionários públicos de todas as entidades) DGEG, em articulação com ADENE (SGCIE) INE, DGEG, em articulação com ADENE (SGCIE) VAB de cada subsector M8 INE Nota: Informação Todas validada as pela variáveis ADENE terão que ser monitorizadas anualmente Fonte: Análise A.T. Kearney Nota: validados pela ADENE Fonte: Análise A.T. Kearney 56/3272/

44 2 O desenvolvimento dos indicadores exige a monitorização e tratamento de diversas variáveis pelas entidades competentes (3/3) Figura 42. Variáveis a desenvolver e entidades competentes para o efeito (sector dos transportes) Sector dos transportes Variáveis a desenvolver Consumo total de energia de: Carros ligeiros Veículos de mercadorias Comboios de passageiros Comboios de mercadorias Indicadores abrangidos P8; P9; P10; P11 Responsabilidade DGEG em colaboração com IMTT e ACAP Consumo total de energia do modo marítimo M7 DGEG Passageiro-km transportados (pkm) por carros ligeiros P8 Toneladas-km transportadas a nível nacional (incluindo modo marítimo) Passageiro-km transportados (pkm) no modo ferroviário P10, P13 P13 INE, IMTT Passageiro-km transportados (pkm) a nível nacional P12 INE, IMTT INE em colaboração com os municípios, IMTT INE em colaboração com os operadores (e.g. Refer, CP, Metro), IMTT Passageiro-km transportado por transportes públicos P12 INE, IMTT Nota: Informação validada pela ADENE Fonte: Análise A.T. Kearney Nota: validados pela ADENE Fonte: Análise A.T. Kearney Todas as variáveis terão que ser monitorizadas anualmente d. Factores críticos de sucesso do PNAEE 56/3272/12 76 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

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). 45

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. Neste cenário de EE adicional, cumprem-se todos os objectivos excepto Transportes e consumo final bruto no cenário central Figura 43. Mapa de compromissos após a revisão sugerida do PNAEE Compromissos assumidos com a União Europeia 20% de redução do consumo de energia primária (1) Mapa de compromissos assumidos com a UE para 2020 Objectivo ,1 Mtep Cenário base Estado compromissos 22,1 Mtep (-2,0 Mtep) Cenário alternativo Estado compromissos 22,6 Mtep (-1,5 Mtep) 25% de redução do consumo de energia primária (1) (Objectivo do Governo) 31% de fontes de energia renovável no consumo final bruto de energia total 22,6 Mtep 22,1 Mtep (-0,5 Mtep) 5,6 Mtep (2) 5,6 Mtep (31,3%) 22,6 Mtep (-0,0 Mtep) 5,6 Mtep (30,9%) 10,0% de fontes de energia renovável no consumo final de energia em Transportes 30,6% de fontes de energia renovável no consumo final de energia em Aquecimento e Arrefecimento 55,3% de fontes de energia renovável no consumo final bruto de energia em Electricidade Redução da dependência energética com exterior (Objectivo do Governo) 0,6 Mtep (2) 0,4 Mtep (6,9%) 2,2 Mtep (2) 2,5 Mtep (35,8%) 2,5 Mtep (2) 2,7 Mtep (60,6%) 0,4 Mtep (6,9%) 2,5 Mtep (35,8%) 2,6 Mtep (58,8%) 74% 71,6% 73,0% Objectivos que ficam cumpridos com a execução integral do PNAEE Nota: Cumprimento da penetração FER calculado com base no consumo final bruto de energia, segundo Directiva 2009/28/CE (1) Redução vs. projecções de consumo de energia realizadas em 2007; (2) Números revistos em baixa com execução do PNAEE Fonte: análise A.T. Kearney Nota: Cumprimento da penetração FER calculado com base no consumo final bruto de energia, segundo Directiva 2009/28/CE (1) Redução vs. projecções de consumo de energia realizadas em 2007; (2) Números revistos em baixa com execução do PNAEE Fonte: análise A.T. Kearney 56/3272/

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 CO 2, 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 O objectivo global de 31% assumido pelo país é o quinto maior da EU-27, por detrás da Suécia (49%), Letónia (40%), Finlândia (38%) e Áustria (34%), e em 2009, Portugal tinha já atingido 79% da meta para 2020, com 25% de produção FER no consumo energético nacional - um desempenho notável que coloca o país como uma das referências no sector (Figura 44) 47

48 DRAFT Portugal apresenta um dos melhores registos históricos no cumprimento do peso das FER no consumo final de energia a 2020 Figura 44. Meta de peso das FER no consumo final de energia e grau de cumprimento de países da União Europeia (%; 2009) 97% 49% 2% 35% 13% 8% 5% 65% 13% 5% 9% 29% 14% 10% 4% 59% 15% 6% 9% 19% 15% 12% 3% 31% 16% 11% 5% 52% 54% 46% 17% 18% 18% 8% 8% 10% 9% 10% 8% 67% 20% 7% 13% 53% 23% 11% 12% 66% 30% 10% 20% 79% 31% 7% 25% 87% 34% 4% 30% 80% 38% 8% 30% 47% Bel RC Hol Pol RU Irl Ita Ale Gre Esp Fra Din Por Aus Fin Sue Meta para 2020 Cumprido em 2009 % Grau de cumprimento (2009) Fonte: Eurostat; Análise A.T. Kearney Fonte: Eurostat DRAFT 56/3175/11 97 O Aquecimento e Arrefecimento é hoje o sector que mais FER incorpora tendo O Aquecimento já ultrapassado e Arrefecimento a meta proposta, é hoje o sector permitindo que mais manter FER incorpora os 25% (em de valor FER absoluto) em 2010tendo já ultrapassado a meta proposta, permitindo manter em 2010 os 25% de produção FER, já alcançada em 2009 Avaliação (Figura 45). do cumprimento da meta de 31% de FER (ktep, 2010) Figura 45. Avaliação do cumprimento da meta de 31% de FER (ktep; 2010) ,1% 5,6% 24,7% ,1% Aquecimento e Arrefecimento Electricidade Transporte Total FER Consumo final bruto de energia X% % FER no consumo final bruto de energia Fonte: DGEG; Análise A.T. Kearney Fonte: DGEG 56/3272/

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. A revisão das medidas identificadas permite concluir sobre o nível de atraso nas execução das mesmas (39% não iniciadas ou sem informação) PNAER 2010: Estado de execução das novas medidas Figura 46. PNAER 2010: Estado de execução das medidas do PNAER C Revisão do PNAER Medidas concluídas Medidas em desenvolvimento Medidas não iniciadas Medidas sem informação 1 Electricidade Transporte Aquecimento e Arrefecimento Geral Total 8 (18%) 19 (43%) 10 (23%) 7 (16%) Em geral, as medidas identificadas são políticas de intervenção económica e o seu detalhe ou monitorização não está presente no 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. Fonte: DGEG; análise A.T. Kearney 56/3175/11 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 25 9 Não considerando ainda o cumprimento, pelas entidades incorporadoras, das metas de incorporação obrigatórias publicadas no Decreto-Lei 117/

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. 50

51 Figura 47. Eixos de revisão do PNAER DRAFT A revisão do PNAER deve então centrar-se no equilíbrio entre o cumprimento da meta nos transportes e maiores incentivos em electricidade FER Eixos de revisão do PNAER 1 Transportes Desafios face ao cenário de consumo a 2020 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 Acções a explorar 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) 2 Electricidade 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 Fonte: Análise A.T. Kearney Fonte: Análise A.T. Kearney 56/3175/ 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 %; 2013 e ,5 %; 2015 e ,5 %; 2017 e %; 2019 e %, sendo que cabe a esses incorporadores encontrar o mix de biocombustíveis que os leve a esse cumprimento. Define ainda, no nº3 do mesmo artigo, que para o cumprimento da obrigação referida no nº1 os incorporadores devem comprovar a incorporação, para os anos de 2015 a 2020, nos termos do artigo 13.º, de 2,5 %, em teor energético, de biocombustíveis substitutos de gasolina, relativamente às quantidades de gasolina por si colocadas no consumo. E no artigo 28º nº1, acrescenta que os incorporadores estão obrigados, até ao final do ano de 2014, a incorporar um valor mínimo de 6,75 % em volume de biodiesel no gasóleo utilizado no sector dos transportes terrestres. Adicionalmente, foi publicada a Portaria 301/2011 a 2 de Dezembro que define que o valor da compensação prevista ( ), é de 2000 por cada título de biocombustíveis (TdB) em falta. Não obstante estas obrigatoriedades regulatórias, existem ainda limitações técnicas de incorporação de biocombustíveis, muitas delas recomendadas pelos principais produtores de automóveis e a própria Comissão Europeia, que não devem ser negligenciadas, nomeadamente os 51

52 5% em teor energético de bioetanol (EN 228) e os 7% em volume de biodiesel / FAME 10 (EN 590) (Figura 48). Os Biocombustíveis maduros (1ª geração) apresentam limites de incorporação técnica que dificultam a substituição de combustíveis brancos 1 Transportes Figura 48. Caracterização dos biocombustíveis até 2020 Caracterização dos biocombustíveis até 2020 Tipo de combustível Matérias-primas Características técnicas Limitações técnicas Gasolina 1ª geração (Bioetanol) 2ª geração (BioETBE) Cereais (milho/trigo) Cana de açúcar Batata Beterraba Sorgo Iso-butilenos (53% v/v) Bioetanol (47% v/v) 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 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 Gasóleo 1ª geração (FAME) 2ª geração (HVO (1) ) 3ª geração (BTL) Colza Soja Girassol Palma Jatropha Rícino Biomassa Quimicamente diferente do diesel mineral Conteúdo energético inferior em 15% ao diesel Qualidade muito dependente do tipo de matéria-prima Quimicamente semelhante ao diesel mineral Produto de elevada qualidade (e.g. índice cetano elevado, propriedades de frio elevadas e densidade mais baixa) EN 590 / DL 142/2010 estabelece incorporação máxima no diesel banalizado até 7% (v/v) possível revisão para 10% Sem limites incorporação pela norma Europeia e pelas especificações de qualquer motor automóvel europeu (1) Hidrogenação de óleos vegetais com isomerização Fonte: Galp Energia; Diário da República; análise A.T. Kearney Fonte: Análise A.T. Kearney 56/3272/ Para superar estas limitações, os incorporadores vêm-se obrigados a introduzir no mercado combustíveis de 2ª geração que, embora menos limitados do ponto de vista técnico, ainda apresentam custos significativos que são posteriormente incorporados no preço de venda ao consumidor final, representando um custo significativo para a sociedade num momento económico já fragilizado. Tendo isso em consideração, foram analisados possíveis cenários de cumprimento da meta de transportes, não assumindo apenas as obrigações definidas no Decreto-Lei 117/2010, no sentido de aferir qual a alternativa de menor custo para a economia nacional. Para identificar o ponto de partida no cumprimento da meta em 2020 (Figura 49), foi considerada uma incorporação em 2020 de 7% em volume de biodiesel / FAME no gasóleo e uma incorporação de 2,5% em teor energético de bioetanol na gasolina (assumindo uma estrutura de consumo gasóleo/gasolina prevista em 2020 de 5.3 e valores de PCI gasóleo=0,860 tep/m3 e PCI biodiesel =0,788 tep/m3). 10 Fatty acid methyl esters 52

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). A manutenção da política de Biocombustíveis e a penetração esperada do veículo eléctrico não permite atingir o objectivo de 10,0% nos transportes 1 Transportes Figura 49. Contribuição de FER no sector dos transportes em 2020 (%) Contribuição de FER no sector dos transportes em 2020 (%) 10,0 Objectivo 3,1 Em falta 1,2 5,3 0,4 6,9 Previsto / expectável Biodiesel Máximo de incorporação de 7% em volume de FAME Bioetanol Máximo de incorporação de 2,5% em energia Fonte: LNEG; INESC; Análise A.T. Kearney Electricidade FER 55,3% de electricidade renovável Factor de 2,5 no VE para efeitos de cálculo de cumprimento da meta europeia Efectivamente, Portugal tem desenvolvido um trabalho notável na promoção do veículo eléctrico nomeadamente com o programa Mobi.E e a instalação de uma rede-piloto em 25 municípios 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 para abate no preço de compra dos primeiros cinco mil veículos, e o incentivo ao abate, que podia chegar a no caso de a aquisição do novo carro eléctrico ser realizada à custa do abate de um veículo em fim de vida (Decreto-Lei 39/2010, de 26 de Abril). Nota: As % de incorporação de FER nos transportes derivam de uma estrutura de consumo gasóleo/gasolina prevista em 2020 de 5.3; PCI gasóleo=0,860 tep/m 3 PCI biodiesel =0,788 tep/m 3 Fonte: MARKAL/DGEG; Análise A.T. Kearney 56/3272/ 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: Total 53

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 Portugal deve reforçar a aposta na incorporação de Bioetanol, à semelhança semelhança de outros países europeus inclusivamente com níveis de incorporação superiores de outros países europeus com maior consumo de Biocombustíveis (Figura 50). 1 Transportes Figura 50. Peso do Bioetanol no total de gasolina (% Mtep; 2010) 6,7% 5,7% 4,9% 4,4% Recomendação da UE: 5% 3,9% 3,6% 3,5% 3,5% 3,3% 3,0% 3,0% 2,9% 2,5% 2,4% 1,4% 1,1% 1,0% 0,4% 0,3% 0,3% 0,2% 0,0% Nota: incorporações definidas em teor energético Fonte: EurobservER 2011; MARKAL/DGEG; Análise A.T. Kearney Fonte: EurobservER; IEA; Análise A.T. Kearney 56/3272/

55 O aumento da quota de penetração dos combustíveis 1G nos transportes deixa um diferencial de ~0,4% para o objectivo por cumprir O aumento da quota de penetração dos combustíveis de 1ª geração nos Transportes deixa por cumprir um diferencial de cerca de 0,4% para o objectivo (Figura 51). 1 Transportes Acções a desenvolver para cobrir diferencial para a meta de 10,0% nos Transportes Figura 51. Acções a desenvolver para cobrir diferencial para a meta dos Transportes 3,1% 2,3% 0,4% 0,4% Diferencial para meta Aumento da quota de Biodiesel 1G (para 10% em volume) Aumento da quota de Bioetanol (para 5% em energia) Diferencial para meta após extensão de políticas actuais Fonte: Análise A.T. Kearney Fonte: Análise A.T. Kearney 56/3272/ 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/m 3 seriam necessários cerca de 46 ktep de biodiesel 2G por ano para o cumprimento da meta, o que representa uma incorporação de cerca 55

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 Não obstante, estimando um subsídio de 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 O diferencial final nesta de ~0,4% fase de pode contracção ser cumprido económica. por Esta duas seria alternativas, inclusivamente todavia, a acção dados mais recomendável os custos (Figura envolvidos 52). deve ser equacionado o não cumprimento da meta 1 Transportes Figura 52. Alternativas estratégicas para o cumprimento do diferencial na meta dos Transportes Alternativas para o cumprimento do diferencial na meta dos Transportes Incorporação de Biodiesel 2G Aumento da penetração do veículo eléctrico Não cumprimento dos 10,0% nos transportes Desafio para cumprimento do diferencial Incorporar Biodiesel 2G em ~0,5% em 2020 Aumentar em ~130 mil veículos eléctricos em 2020 Cumprir ~9,6% Racional e argumentos de discussão da alternativa + Não necessita de investimento público + Facilidade de implementação (depende apenas de regulamentação) - Elevado custo anual (~12 M ) para o consumidor + Reforço da posição de Portugal na aposta no desenvolvimento do veículo eléctrico - Elevado custo na subsidiação (~0,63 B ) para o Estado - Exequibilidade dependente dos consumidores (alteração comportamental) e da evolução da tecnologia + 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 Alternativa recomendada Fonte: Análise A.T. A evolução Kearney do sobrecusto do biodiesel 2G deve ser acompanhada de forma a analisar-se a sua competitividade face ao gasóleo Apesar de uma possível renegociação da meta, a evolução do sobrecusto do biodiesel 2G deverá Nota: Preço do biodiesel 2G em 2020 de 1,85 /l e do gasóleo 1,53 /l; Necessários 46 ktep de biodiesel 2G por ano para o cumprimento da meta; ISP e IVA a valores de 2011; Consumo do VE estimado em 0,12 tep/ano; 55,3% de electricidade renovável; Assumido um subsídio de 5000 por veículo continuar a ser acompanhada de perto de forma a ser possível aferir, de forma periódica, sobre a Fonte: UE; Análise A.T. Kearney 56/3272/ sua competitividade face ao gasóleo. Não obstante, estima-se que a sua introdução até 2020 poderá representar um custo aproximado de /tep, cerca de 3-5x superior ao custo das medidas de eficiência energética propostas anteriormente, pelo que esta análise custo-benefício não deverá ser negligenciada. 56

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). A revisão do eixo da Electricidade deve revisitar o quadro tarifário e identificar alternativas à necessidade de redução de consumo de energia primária 2 Electricidade Figura 53. Variáveis de revisão do eixo electricidade Variáveis de revisão do eixo Electricidade Slide doc i 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 ii 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 i. Revisão do quadro tarifário da PRE para Fontes de Energia Renovável Fonte: Análise A.T. Kearney 56/3272/ Existem vários mecanismos de suporte ao desenvolvimento de Energias Renováveis nos diferentes eixos de actuação - Electricidade, Aquecimento e Arrefecimento e Transportes -, sendo os mecanismos directos os mais relevantes, sobretudo no equilíbrio entre tarifas (e.g. subsidiação à produção de electricidade) e incentivos (e.g. subsídios ao investimento, incentivos fiscais e empréstimos a juros bonificados) (Figura 54). 57

58 Trans A&A Electricidade DRAFT Existem vários mecanismos de suporte ao desenvolvimento de FER, sendo os directos os mais relevantes, sobretudo no equilíbrio entre tarifas e incentivos 2 Electricidade Mecanismos de suporte actuais por aplicação FER Figura 54. Mecanismos de suporte actuais por aplicação FER Directos Indirectos Tarifa fixa Tarifa variável Incentivos 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. shallow connection charging; custos de desvios à produção) Regras de discriminação positiva (e.g. acesso à rede para FER; prioridade de entrada em sistema de FER) FER -E FER -A&A FER -T CfD: Contracts for Difference Fonte: Comissão Europeia; ECOFYS; MIT CEEPR; análise A.T. Kearney CfD: Contracts for Difference Fonte: Comissão Europeia, ECOFYS, MIT CEEPR, DRAFT análise A.T. Kearney Portugal, Portugal, à semelhança à semelhança da maioria da maioria dos países dos europeus, países adoptou europeus, tarifas adoptou Feed-in de Feed-in apoio às de FER-E e apoio quotas às e incentivos FER-E e nos quotas restantes e incentivos sectores (Figura nos 55). restantes sectores Mecanismos de apoio às FER na UE-27 Figura 55. Mecanismos de apoio às FER na UE-27 56/3175/ 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 fiscais Isenções fiscais X X X X X X X X X 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 fiscais Isenções fiscais X X (1) X X X X X X X X X X X X Quotas X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X Isenções fiscais X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X (1) Mecanismo existente até 2010 (retirados no âmbito dos planos de austeridade lançados) (1) Fonte: Mecanismo Comissão Europeia; existente ECOFYS; até análise 2010 A.T. Kearney (retirado no âmbito dos planos de austeridade lançados) Fonte: Comissão Europeia, ECOFYS 56/3175/

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 CO 2 (EPS). De igual forma, a Itália anunciou o fim do sistema de certificados de Energias Renováveis com um decreto-lei de Março de 2011 anunciando um mecanismo de Feed-In Tariff complementado por leilões competitivos para atribuição de potência de escala relevante. 59

60 DRAFT No caso específico do suporte a FER-E, FiT é o sistema mais utilizado na Europa vs. um sistema de certificados aparentemente em queda 2 Electricidade Figura 56. Principais instrumentos de suporte de FER-E na UE-27 Principais instrumentos de suporte de FER-E na UE-27 Quotas/certificados Feed-in tariff (FiT) Finlândia Feed-in premium (FiP) Outros instrumentos Suécia Estónia Dinamarca Letónia Irlanda R.U. Bélgica França Luxemburgo Holanda Alemanha Itália Rep. Checa Áustria Eslovénia Polónia Eslováquia Hungria Lituania Roménia Portugal Bulgária Espanha Chipre Grécia Nota: O padrão de cores representa uma combinação de instrumentos Fonte: Comissão Europeia, ECOFYS 56/3175/11 12 Em Espanha e na Alemanha, casos de estudo no incentivo às Energias Renováveis, foram adoptados dois sistemas diferentes, embora ambos suportados em tarifas (FiT). Em Espanha foi adoptado um regime tarifário misto, em que os produtores de energia renovável podem escolher, por períodos de pelo menos 1 ano, entre dois esquemas: 1) Tarifa regulada (FiT fixa) por tecnologia, ou 2) Venda de electricidade no mercado de wholesale complementada por um premium (FiP); os premiums variam de hora a hora, sendo que existe preço mínimo (floor) e máximo (ceiling). A tarifa Premium, com valor máximo definido acima da tarifa fixa, permite maiores rentabilidades ao investidor, apesar do risco assumido pela exposição ao mercado de electricidade. A tarifa atribuída a um determinado projecto é ajustada ao IPC (deduzido de 0,75pp até 2012 e 0,50pp a partir de 2012), e é garantida durante toda a vida da operação, nos primeiros anos (tipicamente 25 anos) a uma tarifa base superior, e os restantes a uma tarifa inferior. A excepção é apenas para as centrais de energia eólica e biomassa, às quais são garantidos apenas 25 anos, duração média de uma central. No caso específico do solar fotovoltaico, foi definida uma quota de capacidade anual de 500MW; as tarifas decrescem a uma taxa aproximada de 10% p.a. dependendo da atribuição de quotas. 60

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. DRAFT Em Portugal, a tarifa de Feed-in de remuneração às FER-E é fixa (evolui apenas com IPC) e, ao contrário dos modelos CfD (Contracts for Difference) e FiP (Feed-In Premium), não é sensível à evolução A tarifa do de preço Feed-in de mercado de remuneração (Figura 57). às FER-E em Portugal é fixa (evolui com IPC) e não sensível à evolução do preço de mercado... Figura 2 Electricidade 57. Tipos de Feed-in para remuneração de FER em electricidade (identificação do modelo português) Tipos de Feed-in para remuneração de FER em electricidade FiT Fixa Sistema de tarifa fixa definida a priori administrativamente, insensível às variações do preço de mercado de electricidade uma vez fixada Modelo de incentivo mais eficaz ao proporcionar aos promotores um investimento sem risco por um período de tempo predefinido (facilita o processo de financiamento), embora com tendência para possível sobreremuneração FiT CfD Sistema de tarifa semi-variável: definida uma FiT mínima, é paga a diferença entre esta e o preço da pool sempre que este é inferior; quando o preço da pool é superior à tarifa mínima, o produtor fica com o excedente (o risco da variabilidade com o mercado é praticamente nulo) Em centrais de bio-energia ou com soluções de armazenagem, incentiva produtores a tomar decisões operacionais mais eficientes (recebem o upside de um preço pool> FiT acordada) FiP (premium) Sistema de tarifa variável, segundo o qual é atribuído um prémio sobre o preço da pool (pode ser fixo ou variável - percentagem do preço da pool) Incentivo de mercado para abastecimento eficiente (entrega de mais energia em horas de pico) embora não aplicável no caso de tecnologias intermitentes Risco de sub-investimento ou sobre-remuneração contornável com CAPs (máximos) e Floors (mínimos), o que o transforma em FiT CfD Fonte: Comissão Europeia; Europeia, ECOFYS; MIT ECOFYS, CEEPR; análise 56/3272/12 MIT A.T. CEEPR, Kearney análise A.T. Kearney

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... e o cálculo da remuneração, além de conceptualmente complexo, não é revisto periodicamente para reflectir a evolução das tecnologias e dos custos 2 Electricidade Figura 58. Componentes de FiT actual (remuneração mensal) Componentes de FiT actual (remuneração mensal) KMHOm x [ PFm + PVm + PAm x Z ] x IPC m-1 IPC ref x 1 (1-LEV) 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 convencionais (igual para todas as tecnologias) Parcela variável com a energia produzida PF = CPF x (1,25 x Pmed/Pnom) x Pmed em que CPF = 5,44 /KW 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 CO 2 (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 financeiramente 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 Fonte: Análise A.T. Kearney 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) Apesar destas limitações, os esquemas remuneratórios praticados na última década estão relativamente alinhados com as referências europeias Espanha e Alemanha (Figura 59). Fonte: DGEG; ERSE; Diário da República (DL 225/2007); análise A.T. Kearney 56/3272/

63 Ainda assim os esquemas remuneratórios praticados na última década estão alinhados com as referências europeias Espanha e Alemanha 2 Electricidade Figura 59. Síntese do benchmarking de melhores práticas no incentivo a renováveis Síntese do benchmarking de melhores práticas no incentivo a renováveis Rentabilidade (TIR) média de um projecto de eólica onshore (%) Rentabilidade (TIR) média de um projecto em solar PV (%) 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 56/3272/ 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). 63

64 Desvantagens Vantagens O modelo tarifário objectivo deve assumir um formato mais simples e objectivo face ao actualmente em vigor 2 Electricidade Opções de modelo tarifário futuro Figura 60. Opções de modelo tarifário futuro Descrição Vantagens e desvantagens Opção A: Ajuste ao modelo actual 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 + 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) Opção B: Novo modelo Definição de novo modelo tarifário simplificado tendo por base uma tabela de valores ( /MWh), à semelhança de países europeus com FiT (p.e. Espanha, Alemanha) Alteração periódica dos valores de tarifa de novos projectos bem como as condições de aplicação (i.e. prazo de atribuição, ajuste automático à curva de aprendizagem) + Elimina limitações do modelo actual, tornando o cálculo e a análise custo-benefício mais simples e objectiva + Liberdade de fixação de todas as variáveis para novos projectos em qualquer momento, inclusivamente a introdução de novas tecnologias - Possível resistência do mercado e do sector ao alterar de forma radical o marco regulatório e as condições de incentivo às energias renováveis (embora não se preveja grande oposição) Opção recomendada Fonte: Análise A.T. Kearney 56/3272/ Dada a eficácia já comprovada em toda a Europa e a facilidade de operacionalização, o esquema de FiT fixa continua a ser o mais adequado para a realidade portuguesa da próxima década (Figura 61). Não obstante, as tecnologias menos maduras, hoje com projectos de demonstração (e.g. eólica offshore, sistema floating, a geotermia de baixa entalpia e a energia das ondas e marés) deverão ser subsidiadas como R&D/ projectos-piloto e não incluídas no sistema de FiT fixa. Dada a eficácia já comprovada e a facilidade de operacionalização, propomos a Figura manutenção 61. Vantagens de e um desvantagens esquema de de sistemas FiT fixa de suporte directos alternativos 2 Electricidade FiT Fixa FiT CfD Leilão FiP Certificados Certeza nos cashflows 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 Tarifa Fixa Certeza nos cashflows futuros (reduz risco e facilita financiamento) Incentiva produtores (se não intermitentes) a tomar decisões operacionais mais eficientes (recebem o upside de um preço pool > FiT acordada) Certeza nos cashflows 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 Proporciona maior liquidez ao mercado Tarifa Variável Incentivo de mercado para abastecimento eficiente (entrega de mais energia em horas de pico) - apenas no caso de tecnologias não intermitentes 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) Incentivos Reduz o custo inicial para o produtor (e.g. custos de financiamento; subsídios ao investimento) Permite capturar benefícios da União Europeia (por exemplo, no âmbito do QREN) 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 Opção recomendada Dificuldade em determinar a remuneração mais adequada Complexidade na operacionalização e controlo central (monitorização de tarifas médias de mercado vs. electricidade entregue à rede) Complexidade no desenho e execução dos leilões Possível cartelização dos produtores Dificuldade em controlar a qualidade dos projectos Fonte: Comissão Europeia; ECOFYS; MIT CEEPR; análise A.T. Kearney Risco de não execução por falta de financiamento Exposição ao risco de curto prazo do preço da pool (investidor requer TIR mais elevada e maior dificuldade de financiamento) Possível subinvestimento num cenário de preço da pool baixo ou sobre-remuneração num cenário de preço alto Pressão monopsonista sobre 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 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 56/3272/

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 equivalentes 11 ) Em tecnologias em que existe grande variabilidade de produção entre diferentes parques ou centrais, seja pela localização ou pelo equipamento utilizado, a definição de uma tarifa única média pode ter o efeito adverso de sobre-remunerar parques de elevada produção. Esta variável é particularmente relevante nas tecnologias intermitentes (e.g. eólica e solar). É possível controlar este efeito com a introdução de tarifas escalonadas para controlar a remuneração em função do output, ou, em alternativa, com a introdução de um cap de horas equivalentes com remuneração As diferenças existentes nas horas de utilização entre parques garantida justificam sobre uma um sistema tarifa fixa de tarifa controlada fixa constante pela (Figura utilização 62 e Figura 63). Apoio 2 Electricidade Figura 62. Opções tarifárias associadas Opções à Utilização associadas à Utilização (1/2) Receita total Impacto do escalonamento na tarifa Tarifa fixa (retorno às X h) Tarifa Escalonada (retorno às X h) Upside Opção A: tarifa fixa constante Maior incentivo à eficiência energética do parque pelo potencial upside resultante de uma tarifa fixa por MWh produzido independente da produção Uma vez que a tarifa é definida para uma TIR de um parque médio, parques com utilização muito superior à média poderão ter uma remuneração demasiado elevada Downside Receita necessária para garantir retorno às X horas x Horas de funcionamento Opção B: Tarifa escalonada 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 Opção recomendada Fonte: Comissão Europeia; ECOFYS; MIT CEEPR; análise A.T. Kearney 11 Trata-se do número anual de horas de produção de energia eléctrica à potência nominal do centro electroprodutor 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 56/3272/

66 Do ponto de vista do produtor, é preferível um cap de utilização por horas acumuladas e não por horas de utilização anuais 2 Electricidade Figura 63. Opções associadas ao limite de horas de remuneração garantida Opções associadas à Utilização (2/2) Apoio Tarifa ( /MWh) Tarifa fixa limite anual Tarifa fixa limite acum. Preço Pool Impacto do limite em utilização ( ) ( ) Limite de horas/ anos da tarifa Opção A: Limite horas anual Quando a utilização de um determinado parque é superior à média esperada (limite anual), a remuneração é feita a mercado, colocando um cap sobre o custo para o sistema em cada ano O promotor tem de suportar o risco médio associado à volatilidade da produção, com potenciais perdas todos os anos (sobretudo no anos iniciais de recuperação do investimento) Opção B: Limite horas acumulado Quando a utilização de um determinado parque é superior à média, a remuneração mantém-se desde que não exceda o limite de horas acumulado definido em função de um valor médio anual O promotor suporta o risco médio associado à volatilidade da produção, mas o potencial downside que existe está afastado no tempo (permite a recuperação do investimento de forma mais rápida) Ano 1 Ano 2 Ano n Horas de funcionamento Opção recomendada Fonte: Comissão Europeia; ECOFYS; MIT CEEPR; análise A.T. Kearney Fonte: Comissão Europeia, ECOFYS, MIT CEEPR, análise A.T. Kearney 56/3272/ Horário O consumo final de electricidade sofre de grande variabilidade ao longo de um determinado dia e entre diferentes alturas do ano, existindo horas de ponta em que se exige mais do sistema electroprodutor. Nesse sentido, deve existir um incentivo à entrega de energia eléctrica à rede nas horas de maior procura. Em regime de mercado este incentivo é natural uma vez que a pool encarece nas horas de maior procura. Contudo, para tecnologias que beneficiem de uma tarifa feed-in e tenham controlo no despacho (mini-hídrica de albufeira, CSP ou térmicas), este incentivo é inexistente. Por esta razão, a legislação existente já prevê factores multiplicadores da tarifa em função do horário de entrega de electricidade à rede, que assumem o valor de 1,15 nas horas de ponta/cheias e 0,80 nas horas de vazio para mini-hídricas e 1,25 nas horas de ponta/cheias e 0,65 nas horas de vazio as restantes tecnologias (opcional, e apenas com sentido no caso das térmicas com controlo de despacho, i.e. resíduos, biomassa e biogás). O racional no cálculo dos multiplicadores é sobre-remunerar nas horas de maior procura e sub-remunerar nas horas de vazio, tal que, em média, a tarifa suba na ordem dos 3%. A utilização dos valores referidos levanta problemas em ambos os casos, a referir: Mini-hídrica (albufeira) O número de horas equivalente desta tecnologia em Portugal, em condições de hidraulicidade média, ronda as 2600h, o que equivale a cerca de 7h diárias de produção à potência nominal. Como esta tecnologia tem a capacidade de controlar o seu despacho, 66

67 pode entregar electricidade à rede apenas no período de 14 horas (ponta/cheias) com uma sobre-remuneração de 15% sem nunca ter que entregar no período em vazio e ser sub-remunerada por isso;por esta razão, em vez de existir uma subida na ordem dos 3%, esta pode atingir os 15%. Recomendamos assim um factor multiplicativo de apenas 1,05 em horas de ponta/cheias e 0,5 em horas de vazio, impondo desta forma um tecto na subida da tarifa de 5% garantindo o incentivo à entrega à rede em horas de maior procura. Térmicas Em relação aos centros electroprodutores térmicos, os factores multiplicativos actuais têm por base uma subida da tarifa na ordem dos 3% de forma a incentivar a entrega de energia nas horas de ponta/cheias. Contudo, o factor nas horas de vazio (0,65) não garante que a remuneração atribuída cubra os encargos variáveis dos centros electroprodutores, pelo que existe o risco de, em alguns casos, não compensar produzir energia nestes períodos. Por esta razão, recomenda-se a subida do factor multiplicativo em vazio para 0,9 e a redução do factor no período de pontas/cheias para 1,1, mantendo o incentivo médio de 3% na tarifa para a entrega de energia em períodos de maior procura. Além destes dois tipos de tecnologia, convém ainda introduzir o CSP devido à sua capacidade de armazenamento de energia. Uma vez que é uma tecnologia que em termos de horas equivalentes se assemelha à mini-hídrica, recomendamos que os factores a atribuir sejam semelhantes a esta tecnologia e que já foram referidos. Este tipo de incentivo apenas é válido num regime de tarifas feed-in fixa, sendo que a adopção de, por exemplo, um regime feed-in premium eliminaria a necessidade da sua criação (mas exigiria a definição de um valor adequado para o prémio a atribuir). 4. Custos de geração A tarifa a atribuir pela entrega de electricidade à rede deve ser definida em função dos custos nivelados de geração de electricidade (LCoE) de cada tecnologia e a sua evolução ao longo do tempo, de forma a ajustar a remuneração continuamente aos custos do produtor e manter níveis de rentabilidade constantes. Nesse sentido, é importante distinguir entre as diferentes tecnologias, diferenças ao nível de custos de O&M, nomeadamente as matérias-primas, e o declive esperado nas curvas de aprendizagem tecnológica. Entende-se ser necessário por isso definir tarifas diferenciadas para as centrais térmicas de energia renovável, nomeadamente Resíduos (Resíduos Sólidos Urbanos e Combustíveis Derivados de Resíduos), Biomassa (Florestal e Animal) e Biogás (Gás de Aterro e outros), e introduzir taxas regressivas para novos projectos (i.e. a tarifa base diminui uma percentagem ano a ano em função da curva de aprendizagem estimada). 5. Validade A atribuição de remuneração deve ter sempre associada uma validade temporal que garanta a remuneração adequada ao investidor e um limite absoluto de produção que permita a cessação antecipada do contrato caso determinada central seja mais eficiente do que a central média considerada para o cálculo da tarifa. A combinação da validade temporal com o limite à produção 67

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. 68

69 O esforço de suporte tarifário deve ser realizado em tecnologias que minimizem o custo sobre o preço de mercado 2 Electricidade Figura 64. Tarifa estimada 2020 vs. Custo marginal central CCGT ( 2012/MWh) % Pool 2011 Custo Marginal CCGT 2020 RSU Minihídrica Eólica onshore Biomassa Biogás Eólica off-shore (Monopile) Solar PV (central) Solar PV (micro) CSP Eólica offshore (Floating) Nota: tarifa base em 2020 assumindo rentabilidade mínima com validade de tarifa de 25 anos, excepto para tecnologias com vida útil de 20 anos Pressupostos : RSU Valor de investimento inicial, que oscila entre os 3,7 e os 4,7 M /MW, subsidiado em um terço, 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, 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, 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, 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), 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, 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, 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), 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 56/3272/ 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, 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, 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, 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, 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), 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, 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, 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), horas equivalentes à potência nominal, custos de manutenção de cerca de 2% do valor de investimento inicial, vida útil de 30 anos Fonte: REN; Análise A.T. Kearney Um novo modelo tarifário, a ser definido, apenas deverá ser aplicado a potência por atribuir, sendo totalmente desaconselhável a sua aplicação retroactiva; esta não só violaria o princípio de segurança jurídica como teria um impacto negativo sobre investimentos futuros em energia renováveis, pelo risco que acrescentaria na análise financeira de novos projectos (Figura 65). Esta posição já foi inclusivamente reforçada pela Comissão Europeia após a vontade de Espanha em querer cortar retroactivamente as tarifas contratualizadas em diversas tecnologias de produção de energia eléctrica. 69

70 O novo modelo tarifário apenas deverá ser aplicado a potência por atribuir, sendo de avaliar a sua aplicabilidade em projectos sem contrato 2 Electricidade Figura 65. Âmbito de aplicação das novas tarifas Âmbito de aplicação das novas tarifas Status (2011) Caracterização (potência em GW) Aplicabilidade do novo modelo Ligados Projectos actualmente ligados à rede e a produzir e entregar electricidade 5,5 GW Possibilidade de estender prazo de término da tarifa com redução de tarifa (opcional) Em construção Em licenciamento Projectos licenciados e com ponto de recepção atribuído Projectos com ponto de recepção atribuído mas pendentes (p.e. avaliação ambiental) 0,7 GW 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) Com potência atribuída Projectos com capacidade de potência e tarifa atribuídos (com ou sem PIP/concursos) 0,6 GW Possibilidade de estender prazo de término da tarifa com redução de tarifa (opcional) Sem PR atribuído Projectos com Pedido de Informação Prévia (PIP) sem ponto de recepção atribuído 0,2 GW Possibilidade de estender prazo de término da tarifa com redução de tarifa (opcional) Potência por atribuir Capacidade ainda não solicitada / não atribuída -- Aplicação de novas tarifas Desaconselha-se a aplicação retroactiva pela violação do princípio de segurança jurídica e impacto negativo sobre investimentos futuros Fonte: DGEG; Análise A.T. Kearney Fonte: DGEG; Análise A.T. Kearney ii. Identificação do mix de tecnologias necessário para atingir metas FER 56/3272/ O nível de incentivo a atribuir às distintas tecnologias FER no sistema de remuneração deve regerse por critérios económicos e de disponibilidade, alinhando factores estratégicos de cumprimento dos compromissos assumidos com características intrínsecas de cada tecnologia. Nesse sentido, foram analisadas as principais tecnologias de energia renovável para produção de electricidade (em função da sua maturidade tecnológica), tendo sido realizado um estudo detalhado do custo nivelado de geração de energia de cada tecnologia (Levelized Cost of Energy ou LCoE) e a sua evolução esperada até 2020, utilizando a seguinte metodologia: Determinação do custo actual de geração e detalhe dos principais determinantes de custo (i.e. custos de investimento, custos de operação e manutenção (O&M), níveis de eficiência, horas de funcionamento, custo de matérias-primas (caso se aplique) e outros custos, p.e., rendas a municípios); Evolução esperada dos custos de cada variável a nível individual, identificando as alavancas específicas que as influenciam de futuro; Definição de cenários de evolução em função de avanços tecnológicos esperados, preço das matérias-primas, custo ou qualidade do recurso natural, entre outros; Identificação de possíveis disrupções tecnológicas e potencial impacto no custo de geração de electricidade. 70

71 Para construção e validação destas curvas de LCoE, foram entrevistados diversos especialistas e fabricantes do sector de energias renováveis e utilizados estudos anteriores sobre as tecnologias em Portugal e Espanha (Figura 66). 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 Figura 66. Resumo dos LCoE analisados por tecnologia LCoE (2010; /MWh) LCoE (2020; /MWh) CapEx (k /MW) OpEx NEP (h) Vida útil (anos) Mini-hídrica (1) 61-4% k /MW.ano Eólica On-shore Eólica Off-shore mono-pile Eólica Off-shore floating Fotovoltaica Central Fotovoltaica Microgeração (2) Solar Termoeléctrica (CSP) Cilindro com storage Solar Termoeléctrica (CSP) Torre com storage Térmica Resíduos Sólidos Urbanos (RSU) (3) Térmica Biomassa - BFP Térmica Biogás (4) (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 (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) % -21% /3272/ 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) 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.ano 50 /MWh 320 k /MW.ano % k /MW.ano % -47% -30% -30% -17% -6% -2%

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). Mini-hídrica (<10 MW) Figura 67. LCoE de mini-hídrica (<10MW) Principais indicadores (Validação: LNEG) Caracterização económica e tecnológica Projecção LCoE 2020 ( /MWh) LCoE 2010 ( /MWh) 61 OpEx CapEx CapEx = k /MW OpEx = 40 k /MW.ano NEP = h Vida útil = 40 anos Taxa de desconto = 6,9% TCMA -0.5% 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 Cenário Alto CapEx = /MW NEP = h 38 Cenário Baixo CapEx = /MW NEP = h Cenário Alto Cenário base Cenário Baixo Fonte: DGEG; LNEG; ECOFYS; E.Value; IDAE; Análise A.T. Kearney Energia eólica 56/3272/ 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 horas anuais equivalentes, sendo que as localizações acima de horas são já pouco comuns. 72

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). Eólica on-shore Figura Principais 68. LCoE indicadores de eólica (Validação: onshore INESC, LNEG) Caracterização económica e tecnológica Projecção LCoE 2020 ( /MWh) LCoE 2010 ( /MWh) 100 OpEx CapEx CapEx = k /MW OpEx = 30 k /MW.ano NEP = h Vida útil = 25 anos Taxa de desconto = 6,8% TCMA -0,8% 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 Cenário Alto CapEx = /MW NEP = h 42 Cenário Baixo CapEx = /MW NEP = h 41 Potencial de recurso em Portugal de ~6,3 GW, parques com NEP < 2150 h não deverão ser viáveis Cenário Alto Cenário base Cenário Baixo Fonte: DGEG; LNEG; INESC; ECOFYS; E.Value; EWEA; IDAE; Análise A.T. Kearney Os parques offshore beneficiam de uma maior intensidade de vento a menores altitudes 56/3272/12 236o que permite utilizar torres de menor altura e obter em média horas anuais equivalentes. Embora a superior disponibilidade do recurso em localizações offshore permita factores de capacidade favoráveis quando comparados com os valores médios registados para a tecnologia onshore, o acréscimo nos custos de investimento e de operação e sobretudo a ainda modesta 73

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 Os principais drivers do custo de produção eléctrica estão relacionados com a distância à costa e com a profundidade no local da instalação. As soluções monopile, vocacionadas para profundidades inferiores, apresentam um limitado potencial de instalação por via das características da costa nacional. Por outro lado, soluções floating para profundidades e distâncias superiores, ainda não são consideradas disponíveis comercialmente. Apesar disso, para este estudo foram consideradas ambas as instalações devido à já existência do projecto Windfloat (solução offshore floating) de 25 MW cujo primeiro protótipo de 2 MW já está construído e em ensaios ao largo da Aguçadoura Póvoa do Varzim. Prevê-se que a expansão da tecnologia a nível internacional conduza a um ritmo favorável da curva de aprendizagem por efeito de escala e por melhorias tecnológicas, beneficiando a queda dos custos de investimento de operação, também a previsivelmente escassa progressão das estruturas em cimento deverá constituir um entrave à queda do custo de produção eléctrica. Até 2020, o LCoE da tecnologia deverá registar uma retracção próxima dos 20% em termos reais (Figura 69 e Figura 70). Eólica off-shore (monopile) Figura 69. LCoE de eólica offshore monopile Principais indicadores (Validação: INESC, LNEG) Caracterização económica e tecnológica Projecção LCoE 2020 ( /MWh) LCoE 2010 ( /MWh) 200 OpEx CapEx = k /MW OpEx fixo = 115 k /MW.ano 169 CapEx 84 NEP = h Vida útil = 20 anos Taxa de desconto = 6,8% TCMA 132 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 Cenário Alto CapEx = /MW NEP = h ,4% Cenário Baixo CapEx = /MW NEP = h Cenário Alto Cenário base Cenário Baixo Fonte: DGEG; LNEG; INESC; ECOFYS; E.Value; EWEA; IDAE; Análise A.T. Kearney 56/3272/

75 Eólica off-shore (floating) Figura 70. LCoE de eólica offshore floating Principais indicadores (Validação: INESC, LNEG) Caracterização económica e tecnológica Projecção LCoE 2020 ( /MWh) LCoE 2010 ( /MWh) 246 OpEx CapEx CapEx = k /MW OpEx fixo =115 k /MW.ano NEP = h Vida útil = 20 anos Taxa de desconto = 6,8% TCMA -2,1% 294 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 Cenário Alto CapEx = /MW NEP = h Cenário Baixo CapEx = /MW NEP = h Cenário Alto Cenário base Cenário Baixo Fonte: DGEG; LNEG; INESC; ECOFYS; E.Value; EWEA; IDAE; Análise A.T. Kearney Energia solar fotovoltaica 56/3272/ A capacidade instalada acumulada de energia solar fotovoltaica a nível mundial cresceu a cerca de 40% ao ano entre 2004 e 2009, até alcançar cerca de 20GW em 2009 (EPIA), uma evolução maioritariamente estimulada pelo crescimento da potência instalada na Alemanha e Espanha. Existem hoje duas tecnologias fotovoltaicas em fase de comercialização, e uma terceira em fase de pré-comercialização: Módulos de silício cristalino, com um único cristal de silício (monocristalino) ou com várias partículas cristalizadas (policristalino): é a tecnologia fotovoltaica mais madura, com níveis de eficiência entre os 14 e 20%, sendo que a sua evolução nos últimos anos se tem focado sobretudo no aumento de eficiência através da redução de custos de instalação; não obstante, é uma tecnologia com uma elevada dependência do polisilício Módulos de thin film, que consistem na sobreposição de lâminas de diferentes materiais: é uma tecnologia menos madura, com níveis de eficiência mais baixos (7-12%), mas apresenta menores custos de produção que a de silício e menor dependência de matériaprima; a sua maior flexibilidade faz com que seja a melhor opção do ponto de vista arquitectónico A tecnologia fotovoltaica de concentração (CPV) utiliza elementos ópticos para concentrar a radiação solar na célula fotovoltaica e pode alcançar eficiências superiores (35-40%) Para este estudo foi analisada a energia solar fotovoltaica de silício cristalino, tanto de uma perspectiva de utility-scale (>5 kw), como de uma perspectiva de micro-geração (<5 kw). 75

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 (Figura 71 e Figura 72). Fotovoltaica central Figura 71. LCoE de solar fotovoltaica (utility-scale) Principais indicadores (Validação: INESC, LNEG) Caracterização económica e tecnológica Projecção LCoE 2020 ( /MWh) LCoE 2010 ( /MWh) 220 OpEx CapEx CapEx = k /MW OpEx = 25 k /MW.ano NEP = h Vida útil = 25 anos Taxa de desconto = 7,2% TCMA -5,5% 229 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) Cenário Alto CapEx = /MW NEP = h Cenário Baixo CapEx = /MW NEP = h Cenário Alto Cenário base Cenário Baixo Fonte: DGEG; LNEG; INESC; ECOFYS; E.Value; EPIA; IDAE; Análise A.T. Kearney 56/3272/

77 Fotovoltaica micro-geração (1) Figura 72. LCoE de solar fotovoltaica (micro-geração) Principais indicadores (Validação: INESC, LNEG) Caracterização económica e tecnológica Projecção LCoE 2020 ( /MWh) LCoE 2010 ( /MWh) 308 OpEx 27 CapEx 281 CapEx = k /MW OpEx = 40 k /MW.ano NEP = h Vida útil = 25 anos Taxa de desconto = 7,2% TCMA -6,1% 291 LCoE reduz-se em quase 50% até 2020 Existe potencial para a expansão da micro-geração, já que a reduzida dimensão da instalação não agrava tanto o preço quanto sucede com as tecnologias não modulares A tecnologia em causa (thin film), além de menos dispendiosa que a cristalina, apresenta ainda a vantagem de menor dependência de matérias-primas Cenário Alto Cenário base Cenário Baixo (1) Valor de referência para instalação residencial Fonte: DGEG; LNEG; INESC; ECOFYS; E.Value; EPIA; IDAE; Análise A.T. Kearney Energia solar termoeléctrica (CSP) 56/3272/ A energia solar termoeléctrica consiste na concentração da energia solar através de um meio reflector em múltiplos pontos para elevar a temperatura de um fluido térmico (água, óleos, sais) com o objectivo de gerar vapor de água que, por sua vez, será utilizado para produzir electricidade numa turbina de vapor convencional. Embora se caracterize por um estágio de desenvolvimento de menor maturidade e competitividade face à tecnologia fotovoltaica, encontra-se tal como esta numa fase favorável da curva de aprendizagem, marcada por uma previsível quebra acentuada dos custos de produção eléctrica nos próximos anos. Neste momento, apenas as tecnologias de torre e de cilindro parabólico oferecem soluções viáveis comercialmente, sendo que este último concentra a maioria das instalações a nível mundial (~90%). As tecnologias de disco parabólico (Stirling) e de colectores lineares (Fresnel) estão menos desenvolvidas e representam menos de 1% da capacidade mundial instalada. O seu elevado custo de investimento inicial deriva em parte das estruturas de armazenagem de calor, que permitem ao CSP constituir-se como uma das poucas tecnologias renováveis com capacidade de gestão da entrega de energia à rede. Numa altura de crescente peso das tecnologias intermitentes no mix de consumo eléctrico dos diversos países, este poderá ser um dos principais factores de valorização económica do CSP na próxima década. Para este estudo foi analisada a energia solar termoeléctrica utility-scale (50MW), em cilindro parabólico e em tecnologia de torre, ambas com armazenamento. A maior contribuição para a quebra dos custos de produção eléctrica nos próximos anos deverá advir de ganhos de escala das próprias centrais. Ao contrário da tecnologia fotovoltaica, mais resiliente à potência nominal instalada, o custo de investimento do CSP deverá reduzir-se 77

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). Solar Termoeléctrica (CSP) Cilindro com storage Figura 73. LCoE de solar termoeléctrica Cilindro parabólico com armazenamento Principais indicadores (Validação: LNEG) Caracterização económica e tecnológica Projecção LCoE 2020 ( /MWh) LCoE 2010 ( /MWh) 218 OpEx CapEx CapEx = k /MW OpEx = 150 k /MW.ano NEP = h Vida útil = 30 anos Taxa de desconto = 7,2% TCMA -3,5% 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 Cenário Alto CapEx = /MW NEP = h 2012 Cenário Alto Cenário base Cenário Baixo CapEx = /MW NEP = h 2018 Cenário Baixo Fonte: DGEG; LNEG; ECOFYS; E.Value; ESTELA; IDAE; Análise A.T. Kearney 56/3272/

79 Solar Termoeléctrica (CSP) Torre com storage Figura 74. LCoE de solar termoeléctrica Torre com armazenamento Principais indicadores (Validação: LNEG) Caracterização económica e tecnológica LCoE 2010 ( /MWh) OpEx CapEx CapEx = k /MW OpEx = 220 k /MW.ano NEP = h Vida útil = 30 anos Taxa de desconto = 7,2% 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) Projecção LCoE 2020 ( /MWh) Cenário Alto CapEx = /MW NEP = h TCMA -3,5% Cenário Baixo CapEx = /MW NEP = h Cenário Alto Cenário base Cenário Baixo Fonte: DGEG; LNEG; ECOFYS; E.Value; ESTELA; IDAE; Análise A.T. Kearney 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 Resíduos Sólidos Urbanos (RSU) 56/3272/ A tecnologia mais madura de geração eléctrica a partir de resíduos consiste na incineração de uma fracção de resíduos sólidos urbanos (principalmente da fracção seca dos resíduos) numa caldeira tipo forno que cede o calor a um ciclo de vapor. Este vapor actua sobre um grupo turbogerador que produz electricidade. Estas centrais podem incinerar entre 150 e 450 mil toneladas de resíduos por ano. Existem diferentes factores que influenciam o nível de custos finais e que são específicos de cada central, nomeadamente o nível de complexidade da fase de pré-tratamento, o nível de automatização e ainda o nível de complexidade arquitectónica. Em qualquer dos casos, o principal diferencial de custos de geração vem determinado pela escala da central. Para este estudo, foi considerada uma central de cerca de 30 MW (à semelhança das centrais portuguesas Valorsul e LIPOR), considerada a potência óptima para uma central deste tipo (Figura 75). 79

80 Figura 75. LCoE de central térmica de Resíduos Sólifos Urbanos (RSU) Térmica Resíduos Sólidos Urbanos (RSU) Principais indicadores (Validação: LNEG) Caracterização económica e tecnológica Projecção LCoE 2020 ( /MWh) LCoE 2010 (1) ( /MWh) OpEx CapEx Subsídio Combust CapEx = k /MW OpEx fixo = 550 k /MW.ano OpEx var. = -77 /MWh NEP = h Vida útil = 25 anos Taxa de desconto = 7,3% TCMA -1,9% 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) Cenário Alto CapEx = /MW NEP = h Cenário Baixo CapEx = /MW NEP = h (1) Considerando a subsidiação de um terço do valor de investimento inicial, valores relativos a unidades de incineração Fonte: DGEG; LNEG; ECOFYS; E.Value; IDAE; Análise A.T. Kearney (1) Considerando a subsidiação de um terço do valor de investimento inicial Biomassa Florestal Cenário Alto Cenário base Cenário Baixo 56/3272/ A geração de electricidade com biomassa realiza-se em centrais dedicadas para quais existem hoje duas tecnologias diferenciadas. A tecnologia mais utilizada consiste na combustão de biomassa numa caldeira que cede o calor a um ciclo que vapor que depois actua sobre um grupo turbogerador. É uma tecnologia simples e madura com um rendimento eléctrico à volta de 20-28% e que permite combinar diferentes tipos de combustível (biomassa). Como norma general, estas instalações têm uma potência nominal entre 2 e 20 MW; uma potência inferior tem efeitos de escala negativos, enquanto uma potência superior exigiria o aprovisionamento de um volume elevado de biomassa que provavelmente viria de maiores distâncias, com o consequente aumento nos custos de transporte. A biomassa florestal é encarada em Portugal como a alternativa de biomassa mais viável para a produção de electricidade nacional, não só pelo aproveitamento do potencial da floresta portuguesa, que cobre cerca de 38% do território nacional, mas também como um instrumento de luta contra incêndios e contra a redução de gases de efeito estufa (GEE). Não obstante, certas centrais termoeléctricas ainda hoje em concurso terão dificuldade em obter biomassa florestal de baixo custo e fácil exploração. A segunda tecnologia consiste na gaseificação da biomassa e combustão do gás num motorgerador de combustão interna. É uma tecnologia muito complexa, apesar do seu alto rendimento eléctrico (28-32%), mas os elevados custos de investimento e as exigências ao nível da homogeneidade da biomassa a utilizar, fazem com que não tenha sido considerada no âmbito deste estudo (Figura 76). 80

81 Térmica Biomassa (BFP) Figura 76. LCoE de central térmica de Biomassa Florestal Principais indicadores (Validação: LNEG) Caracterização económica e tecnológica Projecção LCoE 2020 ( /MWh) LCoE 2010 ( /MWh) 90 Combust. OpEx CapEx CapEx = k /MW OpEx = 60 k /MW.ano OpEx var. = 50 /MWh NEP = h Vida útil = 30 anos Taxa de desconto = 7,3% TCMA -0,6% 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 Cenário Alto CapEx = /MW NEP = h Cenário Baixo CapEx = /MW NEP = h Cenário Alto Cenário base Cenário Baixo Biogás Fonte: DGEG; LNEG; ECOFYS; E.Value; IDAE; Análise A.T. Kearney 56/3272/ A tecnologia de geração eléctrica através do biogás consiste na combustão de biogás num grupo motogerador; este biogás é gerado através da digestão de matéria orgânica em espaços anaeróbios, habitualmente aterros, estações de tratamento de águas (ETARs) ou digestores industriais. Comparado com outros sistemas de tecnologia avançada, como as centrais incineradoras, um sistema de recuperação de biogás é mais simples e menos oneroso e aproveita um combustível que, em qualquer circunstância, desapareceria na atmosfera se não fosse recuperado e utilizado energeticamente. O custo de geração eléctrica em centrais de biogás está fortemente dependente tanto da potência nominal da central como do potencial energético da alimentação ao digestor (Figura 77). 81

82 Térmica Biogás (1) Figura 77. LCoE de central térmica de Biogás Principais indicadores (Validação: LNEG) Caracterização económica e tecnológica Projecção LCoE 2020 ( /MWh) LCoE 2010 ( /MWh) 92 OpEx CapEx CapEx = k /MW OpEx = 320 k /MW.ano NEP = h Vida útil = 15 anos Taxa de desconto = 7,3% TCMA -0,3% 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) Cenário Alto CapEx = /MW NEP = h Cenário Baixo CapEx = /MW NEP = h Cenário Alto Cenário base Cenário Baixo (1) Instalação com custo nulo da matéria-prima; o LNEG estima um custo de 55 /MWh adicional no caso de uma exploração agro-pecuária Fonte: DGEG; LNEG; ECOFYS; E.Value; IDAE; Análise A.T. Kearney (1) Instalação com custo nulo da matéria-prima; custo de 55 /MWh no caso de exploração agro-pecuária 56/3272/ No sentido de garantir a visibilidade de promoção de produção FER em caso de não cumprimento / atraso das medidas de reforço de eficiência energética que reduzam o consumo de energia primária, foram avaliadas as tecnologias mais maduras em base a quatro critérios: Competitividade actual (medida pelo LCoE), competitividade futura em custos, previsibilidade na produção e disponibilidade do recurso (líquida das capacidades já atribuídas, licenciadas, construídas ou em funcionamento). 82

83 O nível de incentivo a atribuir às distintas tecnologias FER no sistema de remuneração deve reger-se por critérios económicos e de disponibilidade 2 Electricidade Figura 78. Critérios de avaliação das tecnologias Critérios de avaliação das tecnologias Competividade actual Competividade futura Previsibilidade na produção Disponibilidade do recurso Descrição Valor actual nivelado (LCoE) dos encargos totais de geração para o produtor de cada unidade de energia entregue à rede Estágio de desenvolvimento tecnológico, traduzido no potencial e rapidez de captura de redução de custos por escala e eficiência Intermitência imposta ao sistema pela tecnologias e incerteza quanto à disponibilidade do recurso e, por consequência, quanto à capacidade de geração Capacidade máxima alcançável estimada de aproveitamento do recurso, em função de factores económicos, ambientais e estratégicos Pertinência A diferença entre o custo de produção da tecnologia e o preço de mercado define e quantifica o esforço do sistema na sua promoção Tecnologias que apresentem curvas de aprendizagem rápidas e que sejam escaláveis têm o potencial de vir a aliviar o sistema no futuro A intermitência traduz-se em custos de planeamento, gestão e backup do sistema e a incerteza na produção resulta num incremento do risco associado ao projecto A avaliação do potencial de expansão de cada recurso é fundamental na definição da estratégia FER e na alocação do esforço de promoção Adequação Fonte: Análise A.T. Kearney 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 alinhando factores estratégicos de cumprimento dos compromissos assumidos com características intrínsecas de cada tecnologia 2 Electricidade Cabe ao sistema tarifário incentivar a prioritização dos recursos mais rentáveis Figura 79. Avaliação das tecnologias Garantir nos visibilidade critérios definidos de promoção de produção FER em caso de não Factor cumprimento / atraso das medidas de reforço de eficiência energética que estratégico reduzam o consumo de energia primária Competitividade actual em custos Mini-hídrica Eólica On-shore Eólica Off-shore Solar PV Central Solar PV Micro CSP Storage Térmica RSU Térmica Biogás Térmica Biomassa 56/3272/ Competitividade futura em custos Previsibilidade na produção Disponibilidade de recurso (~0,25 GW (1) ) (~1,0 GW (2) ) ( ~0,2 GW (3) ) ( ~1,0 GW (4) ) ( ~1,0 GW (4) ) ( ~0,5 GW (4) ) ( ~0 GW (5) ) (~0 GW (6) ) (~0 GW (7) ) Elevado Reduzido Nota: disponibilidades de recurso líquidas das capacidades já atribuídas, licenciadas, construídas ou em funcionamento (1) Valor referenciado pela DGEG, em revisão no âmbito dos planos hidrográficos regionais; (2) Valor estimado para parques com produção >2.150 horas equivalentes à potência nominal, com base em informação do LNEG; (3) Estimativa da APREN, em revisão ao valor estimado pelo LNEG para eólica offshore monopile para produção (1) Valor >3.300 horas referenciado equivalentes à potência pela nominal DGEG, (as soluções em floating revisão só deverão no estar âmbito comercialmente dos disponíveis planos após 2020); hidrográficos (4) Cenário optimista regionais; de potencial da (2) Valor 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 estimado LNEG de para potência parques máxima CVO a com instalar até produção> 2020 já se encontra licenciada e horas incineração equivalentes já se encontra no limite; à (6) Indicação potência da DGEG nominal, de que as futuras com instalações base em 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, informação mas com um do custo LNEG; associado (3) cerca Estimativa de 50% superior à das APREN, instalações tradicionais em revisão de biogás; ao (7) Estimativa valor estimado CBE para a biomassa pelo de LNEG resíduos para florestais eólica offshore Fonte: DGEG; LNEG; ECOFYS; E.Value; IDAE; EWEA; EPIA; ESTELA; Análise A.T. Kearney 56/3272/ monopile para produção> horas equivalentes à potência nominal (as soluções floating só deverão estar comercialmente disponíveis após 2020); (4) Cenário optimista de potencial da APREN, LNEG estima potencial similar em PV microgeração e utility-scale, e inferior para CSP, por restrições de temperatura e da orografia do terreno; (5) Estimativa do LNEG de potência máxima CVO a instalar até 2020 já se encontra licenciada e incineração já se encontra no limite; (6) Indicação da DGEG de que as futuras instalações de biogás se deverão destinar à inserção na rede de gás natural e não à produção de electricidade; LNEG estima potencial de 150 MW em explorações agropecuárias, mas com um custo associado cerca de 50% superior à das instalações tradicionais de biogás; (7) Estimativa do CBE para a biomassa de resíduos florestais 83

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). 84

85 Figura 80. Evolução da potência eólica instalada em Portugal (GW) Slide doc É expectável a existência de 1,0 GW de potência eólica rentável à tarifa actual, dos quais 0,7 GW absorvidos pelo sistema sem perdas de energia renovável 2 Electricidade Apoio Evolução da potência eólica instalada (GW) +64% 1,7 2,4 +15% 3,9 3,5 3,0 4,3 4,4 4,5 4,6 +4% +2% 5,0 4,8 5,2 5,3 5,3 5,3 6,3 0,3 0,7 Limite teórico de capacidade a instalar acima das horas (com rentabilidade positiva) Capacidade adicional que minimiza as perdas de energia renovável (de acordo com simulações do VALORAGUA) 1,0 0,1 0,1 0,2 0,3 0, limite teórico Fonte: DGEG; LNEG; REN; Análise A.T. Kearney 56/3272/ Em relação à energia solar, o diagrama de irradiação em Portugal é claramente favorável Slide face doc a outras localizações europeias, e estima-se que seja possível acomodar entre 1,5 e 2,5 GW de O diagrama de irradiação favorável permite acomodar entre 1,5 e 2,5 GW de capacidade capacidade fotovoltaica de base (utility-scale solar e micro) e termoeléctrica de concentração (Figura 81). Figura 2 Electricidade 81. Potencial de capacidade solar em Portugal Apoio Potencial de capacidade solar em Portugal Índice de produção (1) kwh/kwh p (horas) Cenários de potencial solar 2020 (GW) 4,8 2,5 1,5 1,6 Cenário conservador APREN Cenário optimista Cenário conservador Objectivo Comissão Europeia (SET Plan (2) ) (1) Retirado de Estimativa instantânea do desempenho de sistemas solares fotovoltaicos para Portugal Continental Aguiar, R.; Castro, S.; Joyce, A.; 2002 (2) APREN Energia 2020; (3) A Solar European Industrial Initiative prevê entre 4% (conservador) e 12% (objectivo) de penetração de energia PV Fonte: LNEG; APREN; Análise A.T. Kearney 56/3272/

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 horas equivalentes. Além disso, a maior parte das componentes da estrutura de custos é de origem externa, o que se traduz num nível reduzido de externalidades positivas para a economia, como o desenvolvimento de novas empresas e o emprego. A solar termoeléctrica de concentração (CSP), por sua vez, é uma importante tecnologia de diversificação, pela sua capacidade de armazenamento, já que ao contrário da generalidade das FER não térmicas, pode apresentar um diagrama de produção intradiário virtualmente constante (reduzida intermitência), gerando benefícios para a gestão do sistema eléctrico (o complemento do gás reforça esta capacidade). A maioria das componentes da estrutura de custos (à excepção do absorsor, que representa cerca de 20%) pode provir de incorporação nacional, o que se reflecte na criação de emprego e em ganhos para a indústria nacional (e.g. software, metalomecânica e outros), e, à semelhança de outras tecnologias térmicas, a operação e manutenção (O&M) destas centrais gera emprego local significativo. Em compensação, trata-se de uma tecnologia com forte dependência da escala, pelo que não favorece a descentralização da produção (tipicamente apenas rentável para centrais de potência superior a 50 MW), e apresenta um potencial de instalação mais limitado, dado a exigência por critérios mais restritos, como a orografia do terreno e a amplitude térmica. Esta complementaridade da energia fotovoltaica e da solar termoeléctrica pode vir a ser uma vantagem para o sistema no futuro, pelo que, num cenário de revisão de cumprimento das metas de incorporação FER em 2014/2015, se incentiva o investimento em ambas as tecnologias. Em resumo, estima-se que no total existam mais de 4 GW de potência FER para colmatar possíveis atrasos das medidas de eficiência energética e apoiar no cumprimento das metas de incorporação, potência que deve ser considerada respeitando uma ordem de mérito considerando a adopção de mecanismos de gestão e exploração necessários para garantir a sustentabilidade do sistema electroprodutor português. Na Figura 82 é apresentada a ordem de mérito de promoção com base em tarifas estimadas para o ano de 2020 considerando uma rentabilidade adequada que incentive o investimento em cada tecnologia. 86

87 Existem mais de 4 GW de potência FER para colmatar atrasos das medidas de eficiência energética e apoiar no cumprimento das metas Figura 82. Ordem de mérito de promoção de FER com base em tarifas estimadas de 2020 (GW; 2012 /MWh) 2 Electricidade Tecnologia intermitente Tecnologia com despacho Ordem de mérito de promoção de FER com base nas tarifas de 2020 (GW; 2012 /MWh) 4,0 GW ,0 Mini-hídrica 0,5 Eólica onshore 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 8,0 Eólica off-shore (Mono-pile) Solar PV (Central) CSP Solar PV (Micro) Eólica offshore (Floating) Adicionalmente, a capacidade de controlo de despacho deve ser considerada como factor de avaliação qualitativa a par do custo da tecnologia 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 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. 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 56/3272/ Dependendo da tecnologia e escala, a atribuição de capacidade deve ser feita ou através de um processo reactivo (PIP), ou de uma atribuição a tarifa fixa por ordem de chegada, ou através de um beauty contest, sendo este particularmente relevante para tecnologias com externalidades significativas (Figura 83). 87

88 Dependendo da tecnologia e escala, a atribuição de capacidade deve ser feita através de um processo reactivo (PIP), a tarifa fixa ou beauty contest 2 Electricidade Figura 83. Modelos de atribuição de capacidade Modelos alternativos para atribuição de capacidade Processo reactivo (Renováveis na Hora) Atribuição a tarifa fixa Beauty Contest Leilão Critério de atribuição Por pedido (PIP) para uma tarifa ( /MWh) predefinida sempre que se cumpram todos os requisitos mínimos a definir pela DGEG Por ordem de chegada para uma tarifa ( /MWh) predefinida Se procura > oferta, atribuição pro-rata ou acordo entre promotores (sem acordo -> leilão) Ranking num conjunto de critérios predefinidos (p.e. impacto socio-económico, impacto no sistema elétrico, experiência da entidade promotora) Pela tarifa ( /MWh) mais baixa (e sempre inferior à tarifa máxima indicada e/ou em vigor) Adequação Modelo simples e sem compromissos temporais, definido para um máximo de potência a atribuir Adequado para atribuição de baixa potência descentralizada (menor necessidade de controlo sobre o processo) Modelo simples definido para um máximo de potência a atribuir Garante o acordo das entidades promotoras Adequado para tecnologias estabelecidas Modelo transparente e flexível pela possibilidade de seleccionar os projectos a licenciar e definir, em cada processo, os critérios a valorizar e prioritizar Adequado para projectos com externalidades significativas Modelo mais eficiente para o sistema (menor custo), embora limitado na avaliação de externalidades e do risco Adequado para tecnologias onde se verifique indiferença entre projectos ( e sem risco de não execução) Micro-produção e mini-produção Solar PV (pro-rata), eólica e mini-hídrica Resíduos, Biomassa, Biogás e CSP N.A. PIP: Pedido de Informação Prévia Fonte: Análise A.T. Kearney Fonte: Análise A.T. Kearney 56/3272/ A escolha das tecnologias a promover deverá ter em conta não só as tarifas necessárias à promoção das mesmas (devendo existir uma concertação com o Ministério do Ambiente para o efeito) mas também factores económicos tais como o desenvolvimento industrial, criação de clusters de inovação e criação de emprego directo e/ou indirecto. 88