D3: Análise da competitividade das novas tecnologias energética Perspectivas até 2050

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1 análise das novas tecnologias energéticas nacionais e cenarização do seu impacto no sistema energético nacional D3: Análise da competitividade das novas tecnologias energética Perspectivas até 2050 Sofia Simões sgcs@fct.unl.pt Luís Dias luisdias@fct.unl.pt E.VALUE Estudos e Projectos em Ambiente e Economia S.A. CENSE Center for Environmental and Sustainability Research Workshop Auditório LNEG Janeiro 2011

2 estrutura 1. CENÁRIOS ESTUDADOS CENÁRIOS DE MODELAÇÃO TECTO DE EMISSÃO DE GEE 2. PERSPECTIVAS ATÉ 2050 GLOBAL 3. PERSPECTIVAS ATÉ 2050 SECTOR ELECTROPRODUTOR CAPACIDADE INSTALADA CURVAS DE OFERTA DE TECNOLOGIAS DE GERAÇÃO DE ELECTRICIDADE IMPACTO DE BACKUP FÓSSIL 4. AVALIAÇÃO DE TECNOLOGIAS E IMPACTO NO SISTEMA ENERGÉTICO CONDIÇÕES DE COMPETITIVIDADE TECNOLÓGICA GERAÇÃO DE ELECTRICIDADE SOLAR GERAÇÃO DE ELECTRICIDADE ONDAS E EÓLICA OFFSHORE VEÍCULO ELÉCTRICO GERAÇÃO DE ELECTRIDADE HÍDRICA E EÓLICA ONSHORE GERAÇÃO DE ELECTRIDADE GEOTÉRMICA E BIOMASSA 2

3 1. CENÁRIOS ESTUDADOS 3

4 cenários de modelação Cenários de Procura de serviços de energia Cenários Base TIMES_PT Análise dos Vectores TIMES_PT Conservador Fénix Cenário C (sem tecto GEE) Cenário 50C: tecto de 50%* GEE/1990 Cenário F (sem tecto GEE) Cenário 50F: tecto de 50%* GEE/1990 Electricidade fóssil na base: 0% Tecnologia Solar: redução custos investimento até 2050; Tecnologia Ondas e vento offshore: redução custos investimento até 2050 Veículo Eléctrico: redução custos investimento até 2050 imposição de VE em pkm urbanos limitação à importação biocombustíveis *Nota: Cenário 50% 2025/1990: tecto de emissões GEE em 2020 equivalente a +27%/1990 e evolução linear até 50% em

5 tecto de emissões GEE Definição do tecto de CO2e [sistema energético] cenários tco2/capita 4.4 tco2/capita C: 4.91 tco2/capita F: 4.74 tco2/capita C: 2.40 tco2/capita F: 1.86 tco2/capita emissões UE15 em 2008: 8.41 tco2/capita 5

6 2. PERSPECTIVAS ATÉ

7 energia primária 7

8 energia primária impacto tecto GEE 50C 2.49 tep/hab tep/hab tep/hab. [sem tecto: 3.06 tep/hab.] [sem tecto: 4.00 tep/hab.] 50F 2.49 tep/hab tep/hab. [sem tecto: 1.74 tep/hab.] 1.64 tep/hab. [sem tecto: 1.50 tep/hab.] Outras renováveis (Geotérmica, biogás e resíduos) 8

9 energia final [% de Renováveis ] [15%] [30%] [30%] [30%] [31%] [31%] [59%] [33%] [56%] 9

10 energia final evolução consumo electricidade 8.36 MWh/hab. C 8.75 MWh/hab. F 5.55 MWh/hab MWh/hab MWh/hab MWh/hab MWh/hab MWh/hab. consumo electricidade UE15 em 2008: 6.36 MWh/hab. 10

11 energia final edifícios [% de Renováveis (biomassa, solar e geotermia)] [21%] [21%] [17%] [17%] [17%] [18%] 11

12 tecnologias de aquecimento de água edifícios SOLAR TÉRMICO Em 2020, em todos os cenários, atinge o máximo do potencial nos sectores Residencial e Serviços. Em 2030 e 2050 continua no máx no residencial, mas não nos serviços. [Em 2050, a indústria com tecto de GEE atinge o máximo] 12

13 energia final indústria [% de Renováveis (biomassa, solar e resíduos)] [10%] [10%] [10%] [11%] [10%] [9%] [14%] [9%] [13%] 13

14 energia final transportes 2005 x F Rod. Mercadorias 100% gasóleo 39% emissões sector Rodoviário individual 45% gasóleo 54% gasolina 56% emissões do sector Rod. Mercadorias 100% gasóleo 58% emissões TRA Rodoviário individual 25% gasóleo 35% gasolina 40% biocombustíveis 0% electricidade 38% emissões dos transportes F x 1.62 Rod. Mercadorias 43% biocombustíveis 57% H2 1% emissões TRA Rodoviário individual 6% gasóleo 35% gasolina 48% biocombustíveis 12% electricidade 80% emissões dos transportes 14

15 3. PERSPECTIVAS ATÉ 2050 LECTROPRODUTOR 15

16 sector electroprodutor capacidade instalada 16

17 curva de oferta tecnologias de geração de electricidade em 2050 obrigatoriedade de pelo menos 30% da electricidade fóssil centralizada 2000 /kwh= custo investimento /tempo vida + custos fixos de O&M + custos variáveis O&M + custo combustível PV centralizada Cenário F (sem tecto de emissões de GEE) Cenário 50F (com tecto de emissões de GEE) 17

18 impacto da libertação de 30% de base fóssil na electricidade centralizada % de Renováveis 18

19 impacto da libertação de 30% de base fóssil na electricidade centralizada Capacidade instalada em 2050 Outras renováveis 1.5 GW 4.3 GW 2.8 GW 17.0 GW 19

20 libertação de 30% de base fóssil na electricidade centralizada curva de oferta tecnologias de geração de electricidade em /kwh= custo investimento /tempo vida + custos fixos de O&M + custos variáveis O&M + custo combustível Ondas Eólica off shore Cenário F (sem tecto de GEE) Cenário Fefre (sem tecto de GEE sem mín.30% electricidade fóssil) Cenário 50Fefre (com tecto de emissões de GEE e sem mín. 30% electricidade fóssil) 20

21 4. AVALIAÇÃO DE TECNOLOGIAS E IMPACTO NO ISTEMA ENERGÉTICO CONDIÇÕES DE COMPETITIVIDADE TECNOLÓGICA 21

22 Pressupostos e condições para análise Objectivo: Avaliar competitividade de vectores energéticos endógenos com base exclusivamente no seu custo eficácia Não considera qualquer objectivo de política ou incentivos Vectores analisados em detalhe: Tecnologias para geração de electricidade a partir do recurso solar Tecnologias para geração de electricidade a partir de ondas e eólica offshore Veículo eléctrico Condições para análise: Consideração da evolução dos custos de investimento mais acelerada do que o previsto nas actuais curvas de custo para as tecnologias existentes ensaio de uma redução sucessiva dos custos de investimento (ex. em 10% 30% 50% face àcurva expectável de evolução) variação de outras condições específicas no caso do veículo eléctrico Outros vectores analisados : Tecnologias para geração de electricidade a partir de recursos hídricos, eólica onshore, geotérmica, biomassa, biogás e resíduos 22

23 geração de electricidade com recurso ao solar [tecnologia PV centralizado/filmes finos e CSP] Máximo técnico exequível: 9.3 GW PV e n.d. CSP Em 2050 até 51% GW totais e até 34% TWh totais 23

24 geração de electricidade com recurso à eólica offshore [tecnologia floating] Máximo técnico exequível: 10 GW ( 50Fefre) ( 50%) ( 50%) Fefre Em 2050 até 11% GW totais e até 7% TWh totais 24

25 geração de electricidade com recurso às ondas [tecnologia genérica de ondas] Máximo técnico exequível: 7.7 GW ( 50Fefre) Em 2050 até 15% GW totais e 16% TWh totais 25

26 geração de electricidade a partir de recursos hídricos [tecnologia fio de água e albufeira com bombagem quando aplicável] Máximo técnico exequível: 9.8 GW 2050 até 43% GW totais e até 19% TWh totais 26

27 geração de electricidade com recurso à eólica onshore [tecnologia actual com maior disponibilidade anual] Máximo técnico exequível: 7.5 GW Em 2050 até 33% GW totais e até 42% TWh totais 27

28 veículo eléctrico 28

29 geração de electricidade com recurso à geotermia e biomassa Biomassa [chp 87% em 2020 e 100% 2050] Máximo técnico exequível: n.d. para geração de electricidade 2050: até 6% GW totais e até 13% total TWh Geotérmica [tecnologia turbina a vapor e hot dry rock] Máximo técnico exequível: 0.9 GW 2050: até 2% GW totais e até 5% total TWh 29

30 dependência externa de energia % % sem tecto GEE, + backup fóssil [C/F] 70/72% tecto de GEE + backup de fóssil [ 50C/ 50F] 77% 66/58% sem tecto de GEE + sem backup de fóssil [Cefre/Fefre] 70/72% 62/69% tecto de GEE + sem backup de fóssil [ 50Cefre/ 50Fefre] 70/72% 57/54% ensaio competitividade com e sem tecto de GEE + com backup de fóssil [cenários F] 52% com veículo eléctrico 30

31 31

32 cenário baixa hídrica e eólica onshore Máximo técnico exequível: Hídrica 9.8 GW passa a 5.5 GW em 2020 Eólica onshore 6.5 GW passa a 4.5 GW em não se obriga à implementação das novos aproveitamentos hidroeléctrico em construção/licenciamento + tecto de GEE e sem obrigação de backup fóssil Resultados: 2020 total de electricidade gerada reduz se 3% (compensado com bombas de calor e mais gás nos edifícios) 2020 redução da particpação da hídrica e eólica onshore compensada com as CCGN de Lares e Pego que passam a funcionar a cerca de 85% (era 1% com máx de hídrica e eólica) a redução de hídrica e eólica não promove solar em 2020 mas em 2030 leva a +9.1 GW de PV centralizado e eólica offshore 32

33 gaseificação de licores negros para produzir biocombustíveis e outros Licores negros (pasta ao sulfato ou kraft) Lenhina + químicos Caldeiras de recuperação (Tomlinson) Calor + Electricidade Químicos recuperados Pasta de papel Biomassa adicional Gaseificação (BLG) Calor + Electricidade Químicos recuperados Syngas para produção : etanol, metanol, DME (dymetilether) e ainda H2, Em utilização: Manufacturing and Technology Conversion International (MTCI) nas unidades Norampac e Georgia Pacific, USA Direct alkali regeneration system (DARS) nas unidades APPM em Burnie, Tasmania Chemrec Weyerhaeuser s New Bern em North Carolina, USA e Piteå, Sweden ( ) Navqui, M., Yan, J., Dahlquist, E. (2010) Black liquor gasification integrated in pulp and paper mills: A critical review. Bioresource Technology Vol 101, Issue 21, November 2010, Pages

34 proveniência dos biocombustíveis 2050 consumo no sector dos transportes 50F [489 PJ] Biodiesel e biodiesel para mistura Importação de RME (90 PJ) e Transestirificação de colza (10 PJ) Hidrogénio Gaseificação de biomassa Gaseificação de licores negros Pirólise de biomassa Solar ciclos termoquímicos* Metanol para mistura Gaseificação de licores negros (1.6 PJ) e Gaseificação de lenhas (2 PJ) 50C [419 PJ] Etanol para mistura com gasolina Importação de etanol (90 PJ) e produção nacional a partir de culturas como a beterraba e batata (3 PJ) Bio gasóleo de Fischer Tropsch Gaseificação de licores negros (3.14 PJ) e Gaseificação de lenhas (4 PJ) *LBST consultancy company (Ludwig Bölkow System Tecnik 34