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Escola de Engenharia
Departamento de Engenharia Mecânica
Secção de Energia e Fluidos
Sistema Energético Português
Módulo de Gestão da Energia
Especialização em Energia Ambiente
do
Mestrado Integrado em Engenharia Mecânica
Luís A. S. Barreiros Martins
Janeiro de 2008
RESUMO O novo milénio trouxe consigo um elevado e sustentado aumento nos preços das energias
fósseis, tornando o sector energético num dos factores que mais tem condicionado o
crescimento económico Nacional: no corrente ano de 2007, as importações brutas de
energia deverão aproximar-se dos 9000 M€. O texto presente é dedicado à análise do
sistema energético Português.
Após uma breve abordagem histórica ao tema a partir de 1890, o trabalho prossegue com o
estudo mais detalhado das últimas décadas. Os resultados sugerem, do ponto de vista
macro-económico, que muito pouco mudou desde a primeira crise petrolífera de 1973: a
dependência energética teima em se manter ao nível elevadíssimo de 85% e a oferta de
energia continua a ser dominada pelas mesmas duas companhias, ainda controladas pelo
governo, apesar de já parcialmente privatizadas. As alterações mais positivas foram a
introdução do gás natural em finais dos anos noventa – a ter reflexos positivos na
dependência do petróleo - e, muito recentemente, o excepcional crescimento da energia
eólica. Nos aspectos negativos há a salientar a interrupção do programa hidroeléctrico, o
fracasso na utilização da energia solar térmica e a exagerada intervenção do Estado,
frequentemente incoerente e favorecedora de lobbies.
Segue-se a análise à legislação energético-ambiental relevante e aos novos regulamentos,
na maioria dos casos relacionados com o Protocolo de Quioto. As principais conclusões
apontam para que o acordo inter-europeu de partilha de emissões foi injusto para Portugal:
a consequente legislação está a afectar a competitividade do país, desviar investimentos e a
criar injustiças e instabilidade.
Análise do Sistema Energético Português
ÍNDICE
1 INTRODUÇÃO ................................................................................................................................. 1
2 BREVE HISTÓRIA DA ENERGIA.................................................................................................... 5
3 OFERTA E PROCURA DE ENERGIA........................................................................................... 21
3.1 OFERTA DA ENERGIA .............................................................................................................. 23
3.1.1 Energia convencional............................................................................................................... 23
Energia eléctrica............................................................................................................................... 23
Gás Natural ...................................................................................................................................... 23
Petróleo e derivados ........................................................................................................................ 25
Carvão.............................................................................................................................................. 27
Energias renováveis......................................................................................................................... 28
Cogeração........................................................................................................................................ 29
3.2 PROCURA DE ENERGIA........................................................................................................... 33
3.2.1 Balanço Energético.................................................................................................................. 34
Indústria............................................................................................................................................ 36
Transportes ...................................................................................................................................... 37
Doméstico ........................................................................................................................................ 38
Serviços............................................................................................................................................ 38
4 LEGISLAÇÃO AMBIENTAL E O SECTOR ENERGÉTICO........................................................... 41
4.1 PROGRAMA NACIONAL PARA AS ALTERAÇÕES CLIMÁTICAS........................................... 53
4.1.1 Politicas e medidas .................................................................................................................. 54
Discussão......................................................................................................................................... 63
4.2 PLANO NACIONAL DE ATRIBUIÇÃO DE LICENÇAS DE EMISSÃO....................................... 63
4.2.1 Alteração de alguns conceitos no PNALE I ............................................................................. 64
4.2.2 Determinação da quantidade de licenças de emissão a atribuir a cada instalação................ 66
4.2.3 Reserva para novas instalações e encerramento de instalações ........................................... 70
4.2.4 Discussão................................................................................................................................. 71
Índices i
Análise do Sistema Energético Português
4.3 COMERCIO EUROPEU DE LICENÇAS DE EMISSÃO ............................................................. 72
4.3.1 Domínio de aplicação do CELE ............................................................................................... 73
4.3.2 Pedidos de título de emissão de gases com efeito de estufa.................................................. 74
4.3.3 Condições e conteúdos do título de emissão de gases com efeito de estufa ......................... 74
4.3.4 Gestão das licenças ................................................................................................................. 75
4.3.5 Monitorização e comunicação das emissões........................................................................... 75
4.3.6 Sanções.................................................................................................................................... 75
4.3.7 Discussão................................................................................................................................. 76
5 CONCLUSÕES .............................................................................................................................. 77
ii Índices
Análise do Sistema Energético Português
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 2.1 Estimativa para a distribuição do Consumo de Energia Primária em Portugal no
ano de 1890 [1]........................................................................................................................ 8
Figura 2.2 Evolução do Índice do Consumo de Energia Comercial Primária em Portugal
entre 1890 e 1982 (1982=100) [1] ........................................................................................... 9
Figura 2.3 Percentagem da energia produzida em Portugal no consumo total de energia
primária (As referências para a elaboração do gráfico são: o livro de Carlos Madureira [1], o
PEN [2] e a DGGE [4 ]) ......................................................................................................... 12
Figura 2.4 Percentagem do carvão, petróleo e hidroelectricidade no consumo de energia
primária [1]............................................................................................................................. 13
Figura 2.5 Potencial Hidroeléctrico aproveitado [5] ............................................................... 18
Figura 2.6 CO2/ capita para os países da União Europeia em 2004 [7] ................................ 20
Figura 3.1 Consumo de Gás Natural [9] ................................................................................ 25
Figura 3.2 Projecções de consumo de gás natural [10] ........................................................ 25
Figura 3.3 Consumo dos derivados do petróleo [9]............................................................... 26
Figura 3.4 Previsão de consumo de petróleo por sector de actividade [11].......................... 26
Figura 3.5 Consumo de carvão [9] ........................................................................................ 27
Figura 3.6 Evolução da produção de energia eléctrica a partir de fontes renováveis [9] ...... 28
Figura 3.7 Situação da produção de energia eléctrica a partir de energias renováveis em
2005 [9].................................................................................................................................. 29
Figura 3.8 Percentagem da produção de energia eléctrica por meio cogeração na EU (2004)
[13]......................................................................................................................................... 30
Figura 3.9 Produção e previsão de energia eléctrica na EU por meio de cogeração [10] .... 30
Figura 3.10 Comparação entre os balanços energéticos da cogeração e da produção
separada da electricidade e calor [10]................................................................................... 31
Índices iii
Análise do Sistema Energético Português
Figura 3.11 Evolução da potência instalada em cogeração nos últimos 20 anos em Portugal
[10] ......................................................................................................................................... 32
Figura 3.12 Consumo de Energia Primária [4]....................................................................... 35
Figura 3.13 Consumo de Energia Final [15] .......................................................................... 36
Figura 3.14 Consumo de energia final por sector [4]............................................................. 36
Figura 3.15 Consumo de Energia na Indústria por forma de Energia [4] .............................. 37
Figura 3.16 Consumo de energia no sector dos transportes [15].......................................... 38
Figura 3.17 Consumo de Energia no Sector Doméstico [4]................................................... 38
Figura 3.18 -Consumo de Energia no sector de serviços [4]................................................. 39
Figura 4.1 Esquema do Efeito de Estufa [17] ........................................................................ 44
Figura 4.2 Metas de cada país no protocolo de Quioto [21] .................................................. 46
Figura 4.3 Situação de Portugal [22] ..................................................................................... 47
Figura 4.4Variação das emissões de GEE entre 1990 e 2002 em Portugal e nos vários
países da EU-15 [23] ............................................................................................................. 48
Figura 4.5 Emissões de GEE repartidas por sector de actividade, em 2002 [23] ................. 51
Figura 4.6 Emissões de GEE em 2002, repartidas pelos principais poluentes e por sector de
actividade [23]........................................................................................................................ 51
Figura 4.7 Emissões de GEE repartidos pelos principais poluentes, em 2002 [23] .............. 52
Figura 4.8 Variação das emissões de GEE entre 1990 e 2002, por poluente e por sector de
actividade [23]........................................................................................................................ 52
Figura 4.9 Preço de fecho das licenças do CELE [30] .......................................................... 76
iv Índices
Análise do Sistema Energético Português
ÍNDICE DE TABELAS
Tabela 3.1 Produção bruta de energia eléctrica [4]............................................................... 24
Tabela 3.2 Evolução da energia produzida pela produção descentralizada (MW.h/ano) [13]
............................................................................................................................................... 33
Tabela 3.3 Variação da energia final por sector [4] ............................................................... 33
Tabela 3.4 Peso das diferentes formas de energia [4] .......................................................... 35
Tabela 4.1 Conversão dos G EE para CO2 equivalente [13] ................................................. 44
Tabela 4.2 Compostos incluídos no grupo dos HFC’s e PFC’s [20]...................................... 45
Tabela 4.3 Emissões de CO2 equivalentes e metas do Protocolo de Kyoto para o período
para 2008-2012 [24] .............................................................................................................. 49
Tabela 4.4 Permissão dos GEE e intensidade para os anos de1990 e 2010 [25] ................ 50
Tabela 4.5 Medidas de referências ....................................................................................... 55
Tabela 4.6 Medidas adicionais .............................................................................................. 56
Tabela 4.7 Alterações propostas para o ISP [26] .................................................................. 58
Tabela 4.8 Eficácia ambiental das medidas para os sectores da procura e da oferta de
energia em 2010 [26]............................................................................................................ 62
Tabela 4.9 Impacto das alterações do PNALE I às instalações existentes [27].................... 65
Tabela 4.10 Valores de FMEC [27] ....................................................................................... 68
Tabela 4.11 Actividades ........................................................................................................ 73
Índices v
Análise do Sistema Energético Português
1 INTRODUÇÃO
Nas sociedades desenvolvidas, o bom funcionamento do sistema energético tem sido um
pilar importante para um crescimento económico e social sustentável a longo prazo.
Em Portugal, a energia tem sido um factor negativo para a sua competitividade desde os
tempos da revolução industrial. A situação agravou-se seriamente após a primeira crise
petrolífera de 1973 e, desde então, a evolução não pode ser considerada positiva. Nas
últimas duas décadas a dependência energética do exterior teima em manter-se em torno
dos 85%.
As subidas nos preços das energias primárias, a partir de 2000, vieram escurecer ainda
mais o panorama. Em 2006 a factura na importação bruta de energia atingiu os 7840 M€ e
deverá agravar-se substancialmente no corrente ano de 2007.
Este é dedicado à análise da situação energética Portuguesa. O capítulo 2 apresenta uma
breve história da energia em Portugal, a partir de 1890 e até aos dias de hoje.
Segue-se, no capítulo 3, uma descrição mais detalhada da situação actual. No quarto
capítulo é feita uma análise crítica à principal legislação ambiental e regulamentos
relacionados com o sector energético, nomeadamente: o Plano Nacional de Atribuição de
Licenças de Emissão (PNALE), Plano Nacional de Alterações Climáticas (PNAC), Comercio
Europeu de Licenças de Emissão (CELE), todos apresentados em decreto-lei para as
instalações industriais.
Finalmente, este documento termina com algumas conclusões e comentários ao actual
sistema energético português e sua provável evolução para os próximos anos.
Cap. 1 – Introdução 3
Análise do Sistema Energético Português
2 BREVE HISTÓRIA DA ENERGIA
Cap. 2 – Breve História da Energia 5
Análise do Sistema Energético Português
2 BREVE HISTÓRIA DA ENERGIA
Com a revolução industrial, ocorreu ao longo dos séculos XVIII e XIX uma lenta mas
importante deslocação geográfica dos factores de competitividade no plano internacional: os
países com uma boa combinação na disponibilidade de capital, dimensão dos mercados,
capacidade empresarial e de inovação técnica, eficiência institucional e abundância de
recursos naturais, foram os grandes vencedores ao demonstrarem uma capacidade de
sustentar o crescimento económico e a industrialização. Ao contrário, os países como
Portugal, com falta de recursos naturais, em particular de carvão e ferro, ficaram numa
posição desfavorável e tiveram grandes dificuldades em acompanhar esta revolução
tecnológica e social.
No nosso país, nos inícios do séc. XIX como primeira reacção à nova concorrência da
maquinofactura estrangeira (do carvão e do ferro), foram tomadas algumas medidas tais
como o sacrifício de algumas produções, a deslocalização de fábricas de modo a evitar
despesas adicionais no transporte de matérias-primas, bem como outras (quase sempre) na
tentativa de competir com base nos baixos custos e em sectores de mão de obra intensiva.
A economia portuguesa continuava a depender na sua quase totalidade das fontes de
energia tradicionais.
Nos países-berço da revolução industrial, a chegada da máquina a vapor levou a uma
rápida transição de uma economia dita “vegetal” para outra baseada no consumo de carvão
e apelidada de “fóssil”: o baixo custo do carvão e as elevadas potências das máquinas a
vapor possibilitavam a produção contínua e centralizada em grandes fábricas, ao mesmo
tempo que diminuíam as distâncias percorridas, a dependência das intempéries da natureza
e surgia a iluminação a gás.
Em Portugal esta transição foi muito mais lenta e tardia. A máquina a vapor apenas foi
introduzida em 1820 na navegação fluvial e na moagem. Após a guerra civil de 1850, a
máquina a vapor e o carvão estabeleceram-se noutros sectores da economia portuguesa. É
nesta fase que é inaugurada a iluminação a gás de cidade em Lisboa, Porto e Coimbra e se
inicia a exploração dos caminhos-de-ferro. A lenha é progressivamente abandonada em
favor do carvão e as fábricas passaram a localizar-se nos arredores dos centros de
consumo e das vias de comunicação e cada vez menos em locais inóspitos, como na
proximidade de quedas de água ou áreas florestais.
Contudo, no final do século XIX, a sociedade portuguesa continuava ainda a ter uma
economia baseada em fontes de energias ditas “vegetais”: a água, o vento, a energia
Cap. 2 – Breve História da Energia 7
Análise do Sistema Energético Português
8 Cap. 2 – Breve História da Energia
muscular e a lenha representavam 80% do consumo energético do país, em termos de
energia primária, como indicado no gráfico a seguir.
1%
37%21%
21% 20% vento e água
combustíveis modernos
lenha
energia animal
energia humana
Figura 2.1 Estimativa para a distribuição do Consumo de Energia Primária em Portugal no ano de 1890 [1]
Os combustíveis fósseis levaram muito mais tempo a entrar no sector da agricultura: em
1890, as formas de energia de origem animal e humana continuavam a ser preponderantes
e assim continuariam por muitas décadas.
Os primeiros dados relevantes sobre consumos de energia em Portugal são desta época.
Na impossibilidade de se obterem dados minimamente precisos sobre o consumo das
formas de energia tradicionais, foi definido um Índice do Consumo da Energia Comercial
Primária. O termo “Energia Comercial” indica que apenas eram contabilizadas as formas de
energia habitualmente utilizadas na produção e distribuição de bens e serviços associados à
economia de mercado. (Actualmente a Energia Comercial Primária inclui mais formas de
energia, como lenhas e resíduos, e representa a quase totalidade dos consumos de energia
primária, pelo que o termo “Comercial” desapareceu do vocabulário passando apenas a
designar-se e definir-se como: Consumo de Energia Primária = Importações + Produção
Doméstica – Variação de Stocks – Bunkers Marítimos Internacionais – Exportações.)
Assim, a lenha, o carvão vegetal, a energia dos moinhos eólicos e hidráulicos, a força dos
animais e do músculo humano, bem como outras formas tradicionais de energia não faziam
parte deste indicador [1].
Como os recursos tradicionais ainda forneciam cerca de 80% das necessidades de
consumo do país nos finais do século XIX, o consumo de Energia Comercial Primária
Análise do Sistema Energético Português
apenas representava os restantes 20% e correspondia a bens energéticos de mercado
como o carvão, a electricidade primária e o petróleo. O consumo destes bens energéticos
estava então numa lenta progressão, apesar de pertencerem a uma categoria de recursos
que viria a dominar a produtividade e os hábitos das populações no século XX.
Os gráficos da Figura 2.2 apresentam a evolução do Índice do Consumo da Energia
Comercial Primária, entre 1890 e 1982, com a base (100) deste índice a corresponder ao
consumo neste último ano. Os valores caloríficos de cada forma energética foram
convertidos para toneladas equivalentes de carvão (tec). Segundo os seus autores, a
hidroelectricidade foi convertida pelo equivalente térmico na utilização e não pelo princípio
da equivalência na produção, mas tal afirmação carece de confirmação visto os seus dados
apresentarem razoáveis diferenças quando comparados com os publicados pela DGE [2] a
partir de 1973.
0
2
4
6
8
10
12
14
1890 1895 1900 1905 1910 1915 1920 1925 1930 1935 1940 1945
Anos
Ìndi
ce
0
20
40
60
80
100
120
1947 1952 1957 1962 1967 1972 1977 1982Anos
Ìndi
ce
Figura 2.2 Evolução do Índice do Consumo de Energia Comercial Primária em Portugal entre 1890 e 1982 (1982=100) [1]
Cap. 2 – Breve História da Energia 9
Análise do Sistema Energético Português
10 Cap. 2 – Breve História da Energia
Através da análise dos gráficos percebe-se que o crescimento sustentado do consumo de
energia primária é um fenómeno tardio, apenas se iniciando a partir da década de 40.
Até à Primeira Guerra Mundial, a quase totalidade do consumo de energia comercial
primária em Portugal provinha do carvão importado, o que se veio a mostrar problemático
com o desencadear da Guerra (No presente trabalho e daqui para a frente, o termo Energia
Primária passa representar as formas de energia associadas à economia de mercado,
deixando de se incluir a palavra Comercial na sua designação. Esta grandeza não inclui a
energia muscular humana e animal, nem a energia dos moinhos hidráulicos e eólicos,
formas de energia que foram perdendo importância, sendo actualmente irrelevantes.)
Assim, depois de um crescimento (no consumo de energia) iniciado em 1890 que leva à
duplicação dos 0,60 milhões de toneladas equivalentes de petróleo (0,60 Mtep), no ano de
1913 registou-se uma queda muito rápida devido à Primeira Guerra a qual se prolongou por
largos anos: foi preciso esperar até 1928 para que se conseguir repor o nível das entradas
de bens energéticos existente antes da Guerra. Nos dez anos subsequentes (1928-1938)
houve um crescimento de consumo de 0,97 para 1,28 Mtep (seguido de uma nova mas
menos significativa quebra para os 0,76 Mtep, com a chegada da Segunda Guerra Mundial).
Na década de 1920, há um claro atraso português no sector da produção de electricidade e
na pequena (ainda incipiente) rede de distribuição.
No consumo energético total sentem-se pequenas mudanças nas fontes de energia
utilizadas e na origem das importações. O carvão continua a ter a maior quota das
importações, mas há uma aumento nas quotas da gasolina e dos óleos combustíveis.
Os principais países fornecedores são a Grã-Bretanha, os EUA e a Alemanha, mas até a
Espanha surge como fornecedora de produtos energéticos. Embora o ponto de partida seja
baixo, as taxas de crescimento anuais médias no consumo desses produtos são
significativas com 20 % para gasolina, 38% para os óleos combustíveis, 10% de
crescimento para o petróleo iluminante e 9% para o carvão, no período entre as duas
Guerras Mundiais (de 1918 a 1938).
A primeira metade do século XX foi um período de importantes inovações no uso de novas
fontes de energia, na diversidade de produtos e na formação de um sector empresarial
vocacionado para a produção e distribuição da energia. No entanto, o impacto
macroeconómico destas inovações ainda foi diminuto pois, num país essencialmente rural e
com a ocorrência de duas Guerras Mundiais, o crescimento dos níveis de consumo foi muito
irregular e pouco significativo no longo prazo.
Análise do Sistema Energético Português
A introdução de novos processos de produção de energia, como a hidroelectricidade, não
levou ao aumento global da energia disponível, mas sim à substituição de outras fontes
como o carvão. Para melhorar a visualização desta mudança, toda a actividade do sector
nacional da produção hidroeléctrica permitiu poupar cerca de 1,41 milhões de toneladas de
carvão importado, o equivalente a 8% do total das aquisições ao estrangeiro, no período
entre as guerras (1919-1938).
Período da II Guerra até 1974
É no período posterior à Segunda Guerra Mundial que ocorre uma transformação acelerada
na economia e na sociedade portuguesa, com o consumo de energia primária comercial a
duplicar aproximadamente de dez em dez anos. Em 1954 são atingidos os 2,64 milhões de
tep passando para 7,7 milhões e 15,6 milhões de tep em 1963 e em 1974, respectivamente.
Os primeiros avanços na interligação das redes de distribuição eléctrica, tendo em vista a
integração entre os subsistemas de produção e distribuição regionais, surgem ainda durante
o período da II Guerra Mundial. As empresas particulares negociam e planificam
investimentos para estabelecerem ligações bilaterais entre si.
Crescimento na Hidroelectricidade
Em 1944, a rede eléctrica nacional fica legalmente consagrada e em 1947 é formada a
companhia nacional de electricidade (CNE), concessionária da rede de transporte e de
distribuição, a construir de raiz com uma tensão nominal de 150 kV. Nesta altura houve a
necessidade de se fazerem grandes investimentos na área da produção de energia
eléctrica.
Foi então desenvolvido um ambicioso plano para o aproveitamento das principais bacias
hidrográficas (Cávado Zêzere e Douro), o qual levou ao período áureo de construção de
grandes barragens como Castelo do Bode e Venda Nova (1951), Salamonde (1953), Cabril
(1954), Caniçada e Bouçã (1955), Paradela (1956), Picote (1958) e Miranda (1960),
permitindo elevar em mais de sete vezes a potência hidroeléctrica instalada e dando um
forte contributo para a melhoria da independência energética [3]. Nos anos 60, apenas três
grandes aproveitamentos entraram em funcionamento e todos na primeira metade da
década: Bemposta e Alto-Rabagão (1964) e Vilar-Tabuaço (1965).
A independência energética nacional sofreu fortes oscilações ao longo do último século,
conforme se pode observar no gráfico da Figura 2.3, onde se apresenta a evolução da
percentagem da energia primária nacional no consumo total, entre os anos de 1890 e 2005.
Cap. 2 – Breve História da Energia 11
Análise do Sistema Energético Português
12 Cap. 2 – Breve História da Energia
dependência
0
10
20
30
40
50
6018
90
1895
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1905
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1975
1980
1985
1990
1995
2000
2005
ano
perc
enta
gem
MADUREIRA
PEN
DGGE
Figura 2.3 Percentagem da energia produzida em Portugal no consumo total de energia primária (As referências para a elaboração do gráfico são: o livro de Carlos Madureira [1], o PEN [2] e a DGGE [4 ])
Até à Primeira Grande Guerra, a dependência energética do exterior era quase total. As
duas Guerras Mundiais trouxeram consigo rupturas no fornecimento de combustíveis
importados, o que se veio a tornar numa vantagem, pois a sua substituição acabou por
estimular a exploração de recursos nacionais anteriormente não competitivos e incentivar a
aplicação de novas técnicas e de novos recursos. O resultado foi uma progressiva melhoria
na independência energética.
Com o fim da Primeira Grande Guerra consolida-se a utilização de 10% de recursos
nacionais no consumo total da energia primária graças essencialmente ao melhor
aproveitamento do carvão nacional e ao arranque empresarial do sector da
hidroelectricidade no norte do país.
Mais tarde, com a segunda guerra e anos subsequentes, a quota nacional sobe para 30 a
50%. Este aumento fica a dever-se às inovações surgidas na pós-guerra. Após 1945 ocorre
a transposição das experiências de interligação de redes numa rede nacional integrada e
aumenta o aproveitamento intensivo de hidroelectricidade com a implementação do
programa de construção de grandes barragens.
Nesta altura há também um aumento das importações de petróleo devido à entrada em
funcionamento da primeira refinaria instalada em Portugal (na verdade, foi inaugurada em
Análise do Sistema Energético Português
Novembro de 1940 mas a sua produção só atingiu valores significativos após o fim da
uerra).
idade surge como a principal energia alternativa acelerando assim o
declínio do carvão.
tagem do carvão, petróleo e hidroelectricidade no consumo de energia
83) com potências instaladas na ordem de 600 e 1000 MW,
spectivamente.
g
Declínio do Carvão
O carvão sofreu um declínio ao longo dos três primeiros quarteis do século XX. Antes da
primeira guerra o carvão representava mais de 95% do consumo total de energia primária.
Com o passar dos anos, a sua contribuição foi diminuindo, primeiro lentamente até atingir os
78% em média durante a década de 1930, e depois abruptamente a partir da década de 40.
O principal substituto na primeira fase foi o petróleo. Com a segunda Guerra Mundial e até
1965 a hidroelectric
Figura 2.4 Percenprimária [1]
Na década 60, a construção de barragens tem uma queda devido ao petróleo barato que
invade os mercados mundiais. Nesta terceira fase o carvão passa a ter um valor quase
residual, apesar da entrada em funcionamento em 1964 da central termoeléctrica da Tapada
do Outeiro que utilizava carvão nacional (2x50 MW). Inicia-se então o investimento em
grandes centrais termoeléctricas a fuelóleo, e.g a central do Carregado (1968-1976), a de
Setúbal (1979-19
re
Os choques petrolíferos
O choque petrolífero de 1973, que alterou profundamente o panorama energético mundial,
Cap. 2 – Breve História da Energia 13
Análise do Sistema Energético Português
14 Cap. 2 – Breve História da Energia
apanhou o país completamente desprevenido. No balanço energético em energia primária, a
dependência do petróleo estava em forte crescimento, ao mesmo tempo que se finalizava a
megalómana aposta do regime, a refinaria de Sines. Sozinha tinha uma capacidade muito
superior ao consumo nacional, pelo que o seu objectivo principal era a exportação de
refinados, o que se veio a tornar inviável após o eclodir da crise petrolífera. Este equívoco
sse ano, e um agravamento progressivo até
a revolução de 1974 e os anos de
o que favorecesse a eficiência energética e foi adiada a tomada de decisões
transformou o investimento num enorme elefante branco.
Como o programa de investimentos em novas centrais hidroeléctricas tinha estagnado em
meados dos anos sessenta, a partir dessa época a dependência energética iniciou uma
subida em flecha, agravada pela entrada em funcionamento das grandes centrais térmicas a
fuelóleo e pelo grande desenvolvimento económico dos finais da década e início dos anos
setenta, para atingir, já em 1973, o elevado valor de 80%.Mas, pior ainda, o petróleo
importado representava a quase totalidade dessa dependência, com uma participação de
75,3% no consumo total de energia primária de
um inédito pico de 81,7%, no ano de 1983 [2].
Este último valor, só por si confirma que o país demorou mais de uma década a reagir à
nova realidade energética mundial, ao que não é alheia
instabilidade política e governativa que se lhe seguiram.
Na sequência dos grandes investimentos iniciados ainda antes do 25 de Abril, na década de
setenta continuou a implementação de uma estrutura industrial com forte peso das
indústrias base, utilizando tecnologias convencionais e muito energia intensivas. Com as
nacionalizações de 1975 ficou instituído o quase monopólio do Estado na área da oferta da
energia, com a integração na EDP de todas as empresas de produção, transporte e
distribuição de electricidade (exceptuando a produção para auto consumo) e com a
integração de todas as empresas nacionais do sector petrolífero na Petrogal. Apenas
restaram algumas multinacionais a operar no sector da distribuição. A transparência dos
preços desapareceu, com o aumento da incidência da fiscalidade ao consumidor final,
acompanhada da implementação de nebulosos esquemas de subsídios a grandes
consumidores industriais, nomeadamente à EDP e à Petrogal. Não havia qualquer
regulamentaçã
estratégicas.
Ao contrário de Portugal, no mesmo período após 1973 e, sobretudo a seguir ao segundo
choque petrolífero de 1979 (guerra Irão-Iraque) – o preço do barril de petróleo de referência
atingiu um pico de 40 US$ no NYSE e em Abril de 1980, o que ainda é considerado um
recorde absoluto pois corresponde a cerca de 102 US$ em 2007 – os países mais
desenvolvidos conseguiram intensificar os seus esforços no domínio da diversificação das
Análise do Sistema Energético Português
fontes, da conservação da energia e da utilização das energias renováveis. A título de
exemplo, entre 1979 e 1985, o conjunto dos países da AIE-Europa conseguiu reduzir a
participação do petróleo no seu consumo de energia primária, de 55,6% para 46,0%, [2].
Esta redução foi conseguida com o aumento das contribuições do carvão, do gás natural e
a energia nuclear.
milénio. Em finais de 1998 o barril de petróleo chegou a ser
tomadas o que finalmente
vou ao início de uma série de alterações no sector energético.
que
d
O Planeamento Energético Nacional
A primeira tentativa Portuguesa de abordar o planeamento do sistema energético de uma
forma integrada ocorreu com a elaboração do Plano Energético Nacional de 1982 (PEN82).
Na altura, as perspectivas para a evolução dos preços das energias primárias eram
marcadamente pessimistas mas não vieram a confirmar-se. A partir de 1985 o preço do
petróleo entrou em queda e, com a excepção de alguns pequenos períodos de forte
instabilidade, e.g. durante o início da Guerra do Golfo (1990 e 1991), os valores mantiveram-
se baixos quase até ao fim do
negociado abaixo dos 10 US$!
Assim, o PEN82 ficou rapidamente desactualizado e surgiu então o PEN84 e, ainda
posteriormente, uma nova versão constituída por uma série de documentos publicados entre
1989 e 1992, conhecidos por PEN92. No entanto e apesar de nenhuma versão destes
planos ter chegado a ser aprovada formalmente, quer pelo Governo quer pela Assembleia
da República, eles tiveram o mérito de apresentarem um bom diagnóstico da situação
energética Portuguesa e de fomentarem o debate e a reflexão sobre o tema. Na sua
sequência algumas importantes decisões estratégicas foram
le
Principais alterações dos anos oitenta até ao presente
A introdução de uma política energética mais orientada para a transparência de preços
levou ao abandono da prática de tarifas bonificadas na electricidade, o que provocou uma
redução progressiva, ao longo da década de oitenta, da actividade nas indústrias intensivas
em electricidade. As empresas mais intensivas em electricidade acabaram por encerrar,
como por exemplo a Eurominas e a Companhia Portuguesa de Fornos Eléctricos
representavam mais de 5% do consumo de electricidade na Indústria Transformadora.
O PEN [2] tinha identificado a fortíssima dependência nacional do petróleo e aconselhado a
investimentos que diversificassem as fontes de energia primária. O primeiro sector a seguir
esta estratégia foi a Indústria Transformadora, tendo-se observado um forte crescimento no
Cap. 2 – Breve História da Energia 15
Análise do Sistema Energético Português
16 Cap. 2 – Breve História da Energia
consumo de carvão como energia final: de apenas 5,2 % em 1982, a participação do carvão
passou em 1987 para 18,3% no consumo final daquele sector, devido essencialmente à
conversão da indústria cimenteira do fuel para o carvão. Em termos absolutos, o consumo
máximo de cerca de 660 ktep foi atingido na primeira metade dos anos noventa, começando
nova reconversão, desta vez substituindo a
sou com as mini-hídricas, onde foi pequena a
a decair a partir de 1996.
Houve também uma opção clara, a médio prazo, pelo carvão importado na produção de
electricidade, com a entrada em funcionamento dos quatro grupos de 300 MW cada da
Central de Sines, entre 1985 e 1989, seguido do investimento na Central do Pego, com mais
dois grupos num total de 628 MW (1992 e 1995). No entanto, os dois grupos adicionais que
estavam previstos para esta central não chegaram a ser construídos. No balanço de energia
primária o carvão atingiu no ano 2000 um pico de 3813 ktep (ou 15,1%), tendo entrado em
declínio a partir dessa altura, devido à estagnação da sua utilização no sector
electroprodutor e à redução para quase zero, no seu consumo como energia final no sector
industrial. A indústria cimenteira fez uma
utilização de carvão por coque de petróleo.
A entrada em vigor da Lei do Produtor Independente de Energia Eléctrica (DL 189/88 e
Portaria 416/90 com a definição do contrato e tarifário de venda à rede) veio retirar o
monopólio da produção de electricidade para venda à EDP, causando uma pequena
revolução no sector da cogeração: de uma situação de quase estagnação ao longo da
década de oitenta, representando apenas cerca de 5 a 6 % da produção total de
electricidade, a cogeração cresceu em valores absolutos e relativos, passando a representar
mais de 10 % nos finais dos anos noventa, com a instalação de inúmeras unidades de
média potência (5 MW) em empresas industriais, nomeadamente do sector têxtil.
Infelizmente o mesmo não se pas
implementação de novas instalações.
As últimas duas décadas do século passado foram prolíferas em nova legislação e
regulamentação na área da energia, sendo de destacar: a criação do Sistema de Incentivos
à Utilização Racional da Energia (SIURE) o qual veio a ser financiado por diversos e
sucessivos programas europeus (VALOREN, Programa Energia, PEDIP’s, AQS, E4, P3E,
etc); o Regulamento de Gestão do Consumo da Energia na indústria (RGCE), que definiu
consumos específicos limite e impôs metas de redução; o Regulamento das Características
de Comportamento Térmico dos Edifícios (RCCTE); o Regulamento da Qualidade dos
Sistemas Energéticos de Climatização de Edifícios (RSECE); em meados dos anos noventa
surge um novo pacote legislativo para o sector eléctrico, o qual envolveu a criação da Rede
Eléctrica Nacional (REN) – inicialmente uma subsidiária da EDP que em 2000 se tornou
Análise do Sistema Energético Português
independente - e a separação entre Sistema Eléctrico Público e Sistema Eléctrico
Independente, o que permitiu a introdução da figura do Produtor e do Consumidor Não
Vinculados, numa perspectiva de iberização do mercado e de preparação para o futuro
e importantes inovações
redução durante a
ltima década, mantendo-se praticamente inalterada por volta dos 85%.
Mercado Ibérico de Electricidade (MIBEL).
Já na presente década, foi lançada legislação importante na área conjunta da energia e
ambiente, no essencial relacionada com os compromissos assumidos no Protocolo de
Quioto, a saber: o Plano Nacional de Alterações Climáticas PNAC, com duas versões em
2004 e 2006; o Plano Nacional de Atribuição de Licenças de Emissão (PNALE), também já
na segunda versão; o Comércio Europeu de Licenças de Emissão (CELE), para além da
revisão de alguns dos anteriores regulamentos, com a introdução d
como o controlo da Qualidade do Ar no Interior dos edifícios (QAI).
Na área da energia, o acontecimento mais importante dos últimos 30 anos foi sem dúvida o
investimento na infra-estrutura para a importação e distribuição de Gás Natural (GN) em
Portugal. Esta forma de energia, para além da sua relevância na diversificação das fontes
de abastecimento de energia primária, apresenta uma grande versatilidade - só superada
pela electricidade - na utilização como energia final. Esta utilização é transversal a todos os
sectores da economia. A distribuição iniciou-se em 1997 e o consumo sofreu um grande
impulso logo em 1998, com a entrada em funcionamento da primeira central térmica de ciclo
combinado da Tapada do Outeiro, com uma eficiência de 55% (1x330 MW em 1998 e 2x330
MW em 1999). Mais recentemente entrou em funcionamento a central do Ribatejo, também
de ciclo combinado e com uma potência total de 1176 MW (2x392 MW em 2004 e 1x392
MW em 2006), pelo que actualmente, a potência instalada em centrais a gás natural já
ultrapassa a das centrais a carvão. O gás natural tem vindo a ocupar um lugar cada vez
mais importante no abastecimento de energia aos sectores da Indústria, Residencial e
Serviços, e na produção de electricidade. Em 2004 representava já 12,5% do consumo total
de energia primária, igualando o carvão (12,8%) e permitindo uma redução na dependência
do petróleo para menos de 60%. No entanto, como esta forma de energia é importada na
sua totalidade, a dependência energética do exterior não sofreu qualquer
ú
Interrupção do programa hidroeléctrico
Esta manutenção da dependência energética significa que a produção nacional apenas
conseguiu acompanhar o aumento do consumo de energia primária, apesar do crescimento
sensível de algumas energias renováveis. Isto deve-se essencialmente à interrupção do
programa de construção de barragens, de que é um bom exemplo o demagógico episódio
Cap. 2 – Breve História da Energia 17
Análise do Sistema Energético Português
18 Cap. 2 – Breve História da Energia
de Foz-Coa. Na realidade, a partir de 1992 e até ao presente, apenas foi construída uma
nova barragem de raiz, a do Alqueva, cuja central hidroeléctrica entrou em funcionamento
em 2004 e tem uma capacidade de produção, em ano médio, de uns modestos 269 GW.h.
Em 1992 tinha sido inaugurada a barragem do Alto-Lindoso, com a maior central do país em
termos de potência instalada (630 MW). Neste período apenas há ainda a salientar, o
reforço de potência da central de Miranda (1995) e o reforço de potência da Venda Nova II
(2005), este último com a instalação de dois grupos reversíveis na central de Frades, num
total de 192 MW. Anteriormente, nas décadas de 70 e 80, tinha havido uma retoma do
programa hidroeléctrico, com a entrada em funcionamento dos seguintes aproveitamentos:
Carrapatelo/Douro (180 MW, 1971), Régua/Douro (156 MW, 1973), Fratel/Tejo (130 MW,
1974), Valeira/Douro (216 MW, 1976), Aguieira/Mondego (270 MW, 1981) e Pocinho/Douro
(186 MW, 1983). Actualmente, o aproveitamento do potencial hidroeléctrico no nosso país
ainda é reduzido - cerca de 65% - quando comparado com outros países, ver Figura 2.5
Uma estimativa do potencial ainda disponível aponta para valores de cerca de 6000
GW.h/ano [5] considerando apenas projectos viáveis de grande ou média dimensão,
calizando-se a maior parte deles na bacia do rio Douro.
Figura 2.5 Potencial Hidroeléctrico aproveitado [5]
lo
O surgimento recente da energia eólica
O excepcional crescimento da energia eólica, pode já ser considerado o segundo evento de
maior importância na área da energia em Portugal, logo a seguir à introdução do gás
natural. No final de 2003, o total da potência instalada em parques eólicos era ainda de
apenas 250 MW, passando para 500, 900 e 1681 MW, respectivamente, nos finais dos três
anos seguintes, e tendo atingido os 1984 MW em Agosto do corrente ano de 2007. E termos
de capacidade de produção, a fasquia do 1% do total do consumo de energia eléctrica foi
Análise do Sistema Energético Português
ultrapassado em 2003 com uma produção de 468 GW.h, seguidos de 1,7%, 3,6% e 6% (ou
780, 1741 e 2892 GW.h) nos três anos seguintes. Prevê-se que nos próximos anos a
potência total instalada venha a ultrapassar os 4000 MW o que equivalerá a uma produção
anual de cerca de 9000 GW.h. Isto significa que a capacidade electroprodutora dos parques
eólicos se aproximará a passos largos da capacidade das grandes centrais hídricas em ano
édio, que actualmente ronda os 10000 GW.h.
rtidos que têm partilhado o poder, apesar do
stado já estar em minoria no seu capital [6].
r a 800 tep
rna sentida por alguma parte da população e também à mobilidade inferior á média da
ais de 80% das importações, enquanto que a média
trolo das flutuações, o que se traduz num risco
crescido sobre a nossa economia, [8].
m
Privatizações
No entanto, o panorama energético nacional continua a ser dominado por duas empresas, a
EDP e a GALP, cujas administrações continuam a ser controladas pelo Governo e
dominadas por personalidades ligadas aos pa
e
O sistema energético nacional do contexto da EU
O sistema energético português é um sistema pequeno comparativamente com o resto dos
países da União Europeia (UE). Pois o consumo de energia final da EU é superio
enquanto que o consumo em Portugal pouco passa dos 12 Mtep (1,5% do total).
O consumo de energia per capita em Portugal tem um valor percentual de 40% em relação
ao consumo médio per capita da EU. Este valor deve-se às condições climatéricas que nos
são intrínsecas, mas também ao menor conforto e de acesso aos instrumentos de vida
mode
UE.
O sistema energético português é o mais dependente do exterior de todos os sistemas
energéticos da EU, ao depender em m
dos restantes países é inferior a 50%.
Devido a esta dependência externa, a nossa actividade económica é mais afectada com as
flutuações nos preços internacionais dos produtos energéticos, sem que tenham qualquer
tipo de manobra possível para o con
a
Cap. 2 – Breve História da Energia 19
Análise do Sistema Energético Português
20 Cap. 2 – Breve História da Energia
TOE /CAPITA DOS PAÍSES
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PAÍSES ( EU 25)
TOE/
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Figura 2.6 CO2/ capita para os países da União Europeia em 2004 [7]
A sociedade Portuguesa caracterizava-se por um muito baixo consumo energético per
capita e por uma fraca urbanização, factores que sustentam a manutenção de modos de
vida tradicionais.
Análise do Sistema Energético Português
3 OFERTA E PROCURA DE ENERGIA
Cap. 3 – Oferta e Procura de Energia 21
Análise do Sistema Energético Português
3 OFERTA E PROCURA DE ENERGIA
3.1 OFERTA DA ENERGIA
Com objectivos meramente simplificados pode-se dividir a componente da oferta da energia
em energia convencional e energia não convencional.
Caracteriza-se por energia convencional os sistemas com maior dimensão de produção ou
transformação de energia como electricidade, gás natural. Enquanto que energia não
convencional são os sistemas de menor dimensão como as unidades de cogeração e os
sistemas que utilizam fontes de energia renovável.
3.1.1 Energia convencional
Energia eléctrica
A produção de electricidade pode ser efectuada por duas grandes áreas ou grupos de
tecnologias: a produção por via das fontes renováveis (e.g. hídrica e eólica) e por via
térmica.
A produção por via hídrica inclui cerca de 140 centrais de dimensões muito variadas, desde
grandes aproveitamentos como por exemplo o do Alto Lindoso (630 MW) até pequenos
aproveitamentos cerca de 1 MW.
A produção de electricidade por via térmica recorre a quatro combustíveis de origem fóssil:
carvão, gás natural, fuelóleo e gasóleo. As dimensões destas centrais são muito variadas
desde pequenas a grandes centrais como por e.g. Carregado (fuelóleo e gás natural), Sines
(carvão), Pego (carvão), Tapada do Outeiro (gás natural) e central do Ribatejo (gás natural).
Para os anos 2003 e 2004 a produção de energia eléctrica por via hídrica, térmica, eólica,
geotérmica e solar fotovoltaica é a indicada na tabelada a seguir.
Gás Natural
A introdução de gás natural em Portugal tem objectivos políticos e na área do ambiente. A
sua introdução constitui a maior alteração introduzida no sector energético nacional, devido
a ser um combustível versátil, competitivo e limpo, foi desde o início apontado como um
ponto importante na política energética, já que:
Cap. 3 – Oferta e Procura de Energia 23
Análise do Sistema Energético Português
Possibilita uma importante e necessária diversificação das fontes disponíveis
Está na base duma melhoria substancial da eficácia energética no consumo final
É um factor muito importante para a melhoria dos padrões de qualidade do ambiente, pois
este combustível reduzirá as emissões de substâncias poluidoras.
Tabela 3.1 Produção bruta de energia eléctrica [4]
Para além do sistema de transporte e distribuição do gás, passou a ser possível armazenar
o gás natural nas cavernas Carriço, concelho de Pombal, inauguradas em Maio de 2006.
Esta armazenagem em cavernas subterrâneas abertas no subsolo abundantes em Pombal
permite garantir a segurança de abastecimento de gás ao país.
A seguir está representado graficamente a distribuição do consumo do gás natural pela
grande indústria, distribuidoras e produção de energia para o ano de 2007.
24 Cap. 3 – Oferta e Procura de Energia
Análise do Sistema Energético Português
Figura 3.1 Consumo de Gás Natural [9]
A seguir baseado em projecções está representado o consumo para os sectores já
referidos.
Figura 3.2 Projecções de consumo de gás natural [10]
Petróleo e derivados
O petróleo e os seus derivados são as formas de energia mais consumidas em Portugal,
quer como forma de energia primária como energia final. Este tipo de energia representa
quase 100% de energia consumida transportes e é o tipo de energia mais utilizada no sector
da indústria.
Cap. 3 – Oferta e Procura de Energia 25
Análise do Sistema Energético Português
Figura 3.3 Consumo dos derivados do petróleo [9]
A seguir está indicado graficamente a previsão do consumo de petróleo por sectores e
facilmente se percebe que haverá um aumento do consumo e o sector dos transportes
continuarão a ser os maiores consumidores de petróleo.
Figura 3.4 Previsão de consumo de petróleo por sector de actividade [11]
26 Cap. 3 – Oferta e Procura de Energia
Análise do Sistema Energético Português
Carvão
A produção de energia eléctrica é o sector é que mais consome carvão. Com a entrada em
funcionamento em 1985 da central em Sines iniciou-se em Portugal a produção de
electricidade com carvão. Mais tarde surgiram outras já aqui referidas, que agora são muito
contestadas pois o carvão é um combustível com problemas ambientais. Para além da
produção de Energia Eléctrica o carvão também é utilizado na indústria em numa escala
muito reduzida.
Figura 3.5 Consumo de carvão [9]
3.3.2 Ofertas Descentralizada
O sistema energético inclui uma razoável quantidade de sistemas descentralizados desde
energias renováveis à cogeração. Estes sistemas são sistemas de média e pequena
dimensão e são muito úteis pois diminuem as perdas em linha e reduzem a necessidade de
investimentos, ao encontrarem-se perto do local de consumo. Incluem-se neste grupo uma
grande variedade de tecnologias, para a produção de energia eléctrica, calor ou
simultaneamente calor e electricidade (cogeração), ou ainda electricidade, calor e frio
(trigeração).
Cap. 3 – Oferta e Procura de Energia 27
Análise do Sistema Energético Português
A produção descentralizada tem menor impacto ambiental por unidade de energia
produzida, devido ao aproveitamento dos recursos renováveis e também porque permite
melhor aproveitamento do combustível primário quando se utilizam combustíveis fósseis em
cogeração ou trigeração.
Energias renováveis
As energias renováveis são provenientes de ciclos naturais de conversão da radiação solar,
que é a fonte primária de quase toda energia disponível na terra. Por isso, são praticamente
inesgotáveis e não alteram o balanço térmico do planeta.
A produção descentralizada envolve as energias renováveis como mini-hídricas, eólica,
solar, geotérmica, biomassa, ondas e marés. Segundo Wolfgang Palz no seu livro Energia
Solar e Fontes Alternativas [12] energia solar recebida pela terra a cada ano é dez vezes
superior a contida em toda a reserva de combustíveis fósseis.
A substituição das energias renováveis por combustíveis fósseis é viável e vantajosa. Pois,
são praticamente inesgotáveis e o impacto ambiental é muito baixo ou quase nulo, sem
afectar o balanço térmico ou composição atmosférica do planeta, [12]
No final de Junho de 2007, Portugal tinha 7 193 MW de capacidade instalada para produção
de energia eléctrica a partir de fontes de energia renováveis (FER).
Portugal foi, em 2005, o sexto país da União Europeia (UE15) com maior incorporação de
energias renováveis [9], apesar de esse ter sido excepcionalmente seco, com um índice de
produtibilidade hidroeléctrica de apenas 0,41. Em 2007, o nosso país deverá passar para a
terceira posição, logo atrás da Áustria e da Suécia.
Figura 3.6 Evolução da produção de energia eléctrica a partir de fontes renováveis [9]
28 Cap. 3 – Oferta e Procura de Energia
Análise do Sistema Energético Português
Figura 3.7 Situação da produção de energia eléctrica a partir de energias renováveis em 2005 [9]
Cogeração
A cogeração permite aproveitar o calor residual resultante da conversão da energia térmica
em eléctrica. Esta conversão faz-se nas centrais térmicas clássicas a carvão ou fuelóleo
com um rendimento eléctrico de 38-42%. Nas modernas centrais de ciclo combinado a gás
natural o rendimento pode atingir os 57%, o que representa uma melhoria considerável, mas
continua a haver de energia primária contida no combustível não utilizada cerca de 45%
[13].
As centrais podem também usar a biomassa ou biogás como combustível, sendo estas as
tecnologias mais correctas do ponto de vista ambiental.
As centrais de cogeração, ao fazerem a produção combinada de calor e electricidade,
conseguem obter eficiências globais que podem ultrapassar os 90%, variando habitualmente
entre os 65-85%. O desperdício de energia, por comparação com as centrais térmicas
clássicas, é muito menor havendo uma significativa poupança em energia primária, a que
correspondem menores emissões de CO2.
Por esta razão, a cogeração tem hoje na UE um estatuto semelhante ao das energias
renováveis com a vantagem adicional de, ao contrário destas últimas, estar sempre
disponível. Representa cerca de 8% da produção total de energia eléctrica na EU (12% em
Portugal) conforme se pode observar na Figura 3.8 [13].
Cap. 3 – Oferta e Procura de Energia 29
Análise do Sistema Energético Português
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Figura 3.8 Percentagem da produção de energia eléctrica por meio cogeração na EU (2004) [13]
Portugal esteve sempre acima da média da União Europeia na produção de energia
eléctrica por cogeração e segundo as projecções prevê-se que assim continue até 2010. No
entanto, existe actualmente alguma estagnação na instalação de novas unidades e algumas
das já existentes (sobretudo a fuelóleo) têm reduzido o número de horas de funcionamento,
pelo que a meta proposta para 2010, cerca de 20%, não deverá ser atingida.
Figura 3.9 Produção e previsão de energia eléctrica na EU por meio de cogeração [10]
A aplicação da cogeração abrange o sector da indústria, dos serviços e, em escala ainda
30 Cap. 3 – Oferta e Procura de Energia
Análise do Sistema Energético Português
incipiente, o sector doméstico.
A cogeração permite diminuir a factura energética dos utilizadores com necessidades de
calor (água quente ou vapor) e de electricidade ou engenharia mecânica. A cogeração
permite ainda diminuir o consumo de energia primária cerca de 15 a 30 % devido a não ser
necessário produzir separadamente.
A seguir estão indicados os balanços energéticos para os dois casos.
Figura 3.10 Comparação entre os balanços energéticos da cogeração e da produção separada da electricidade e calor [10]
A cogeração foi introduzida em Portugal no sector da indústria nos anos quarenta, com as
primeiras unidades a serem turbinas a vapor (contrapressão).
Só na década noventa é que a cogeração teve um crescimento significativo, em termos de
potência instalada e de energia produzida, com a introdução da legislação do produtor
independente de energia eléctrica a qual veio permitir às empresas a venda de electricidade
à rede Nacional.
A cogeração a diesel e a cogeração a contrapressão mantêm uma tendência de
estabilização enquanto que a cogeração a gás natural está em crescimento.
Cap. 3 – Oferta e Procura de Energia 31
Análise do Sistema Energético Português
Figura 3.11 Evolução da potência instalada em cogeração nos últimos 20 anos em Portugal [10]
O principal incentivo à introdução da cogeração em Portugal é a valorização da energia
eléctrica produzida pelo “não-consumo”, e a garantia de venda à Rede Eléctrica Nacional.
Os mecanismos de apoio aos promotores de projectos energéticos e investidores em
sistemas de cogeração são os seguintes, [14]:
SIURE - Sistema de Incentivos à Utilização Racional de Energia, com uma comparticipação
financeira directa, a fundo perdido, até 25% dos custos elegíveis;
Programa THERMIE, com um apoio financeiro, a fundo perdido, até 40% dos custos
elegíveis;
Financiamento por Terceiros, que permite a realização de investimentos em projectos
energéticos sem qualquer encargo financeiro para o utilizador final, sendo o retorno do
investimento realizado através das economias de energia geradas;
Fundo de Turismo, que permite o acesso a crédito, sem juros bonificados, para projectos de
cogeração no sector de hotelaria.
Os valores previstos de energia eléctrica produzida, estão na Tabela 3.2. Na cogeração
separou-se na cogeração o auto consumo, enquanto que para as restantes fontes de
energias renováveis considerou-se que toda a energia produzida seria entregue à rede.
32 Cap. 3 – Oferta e Procura de Energia
Análise do Sistema Energético Português
Tabela 3.2 Evolução da energia produzida pela produção descentralizada (MW.h/ano) [13]
3.2 PROCURA DE ENERGIA
Nos últimos anos, a partir dos anos 80 com entrada de Portugal para a União Europeia a
procura de energia nacional tem tido um crescente aumento. Portugal foi o país da União
Europeia com um crescimento mais significativo na procura de energia final.
Na década de noventa, a procura de energia em Portugal teve um crescimento com uma
taxa de crescimento de 4,5% ao ano, o que resultou num aumento global da procura de
energia de cerca de 50% entre 1990 e 1999. Enquanto que na União Europeia a taxa média
de crescimento para o mesmo período foi de 1% ao ano [4]
Na Tabela 3.3 esta tabelada a variação do consumo de energia final, por sector de
actividade para o período de 1990 a 1999.
Tabela 3.3 Variação da energia final por sector [4]
(*) Industria transformadora e extractiva, excluindo utilizações de produtos energéticos como
Cap. 3 – Oferta e Procura de Energia 33
Análise do Sistema Energético Português
matérias-primas industriais
(**) Agricultura, pescas e construção e obras públicas.
A partir de 1990 todos os sectores de actividade tiveram um grande aumento no consumo
de energia final. Para o período de 1990 a 1999 o sector dos transportes e dos serviços são
os sectores com maior crescimento na ordem de 68% e 85% respectivamente.
3.2.1 Balanço Energético
Em 2004, o consumo de energia primária aumentou 2,7 % relativamente a 2003, e as
importações líquidas de gás natural subiram 25,2%.
Para se poder contabilizar a energia é necessário converter para a mesma unidade os
consumos de todas as formas de energia. A unidade usualmente usada é tonelada
equivalente de petróleo que significa tonelada de petróleo indiferenciado. A unidade do
sistema internacional de unidades é o Joule (J). A relação entre as duas unidades é: 1Tep=
41,86 J. Quando é a energia eléctrica contabilizada (kW.h), a relação entre as duas
unidades o equivalente térmico é o seguinte [10]:
910×
1 tep = =××
6
9
106,31086,41 11628kWh
A Tabela 3.4 apresenta as diferentes percentagens de energia primária consumidas para os
anos de 2003 e 2004.
O petróleo continua a ser a maior fonte de energia primária consumida com cerca de 58,3 %
e o consumo de gás natural aumentou. O consumo primário de petróleo aumentou ao longo dos anos até 1999, tendo estagnado a
partir dessa data, como se verifica na Figura 3.12.
34 Cap. 3 – Oferta e Procura de Energia
Análise do Sistema Energético Português
Tabela 3.4 Peso das diferentes formas de energia [4]
Figura 3.12 Consumo de Energia Primária [4]
O gás natural teve um extraordinário aumento de consumo em 2004 em relação a 2003
devido em parte à ter diminuição do coeficiente de hidraulicidade de 1,33 para 0,81.
Até 1992 a industria era o sector maior consumidor de energia, este sector consumia cerca
de 34% do total de energia final, enquanto que o sector dos transporte representava 32%, o
sector doméstico 20% e o sector dos serviços 7%, (Figura 3.14).
A partir de 1993 o sector da industria deixa de ser o maior consumidor e passa a ser o
sector dos transportes. Desde de 1992 este sector tem-se destacado como o maior
consumidor. O sector dos transportes em 2004 é o sector mais consumidor de energia final
com cerca de 6869 ktep.
Cap. 3 – Oferta e Procura de Energia 35
Análise do Sistema Energético Português
Figura 3.13 Consumo de Energia Final [15]
Figura 3.14 Consumo de energia final por sector [4]
Industria
O consumo de energia primária na indústria em 2004 aumentou 2,4% em relação a 2003.
Com a excepção do carvão verificou-se aumentos no consumo do gás natural (6.5%), no
petróleo (4%), nos outros (3%) e na electricidade (1,4 %) [4].
36 Cap. 3 – Oferta e Procura de Energia
Análise do Sistema Energético Português
Figura 3.15 Consumo de Energia na Indústria por forma de Energia [4]
De 1990 para 2004 a evolução do consumo de energia final aumentou de 4130 kW.h para
5484 kW.h.
De 1990 para 2004 a percentagem de carvão diminui consideravelmente na indústria e há a
entrada de gás natural como energia final. Em 2004 o carvão tem uma baixa percentagem
de consumo enquanto que as restantes têm uma percentagem de consumo
aproximadamente igual.
No período de 1990 até 1998, Portugal foi o país da União Europeia onde se verificou uma
maior taxa de crescimento do consumo de energia final no sector e foi o país da união
Europeia com maior crescimento da intensidade energética do produto industrial, [4]
Transportes
O sector dos transportes é o maior consumidor de energia final em Portugal, ultrapassou o
sector da indústria em 1992. Este forte crescimento deve-se ao crescimento explosivo do
transporte individual de passageiros e a grande utilização de transporte rodoviário de
mercadorias.
Através do gráfico a seguir apresentado é possível verificar que o petróleo é o combustível
maioritariamente utilizado cerca de 98%.
Cap. 3 – Oferta e Procura de Energia 37
Análise do Sistema Energético Português
Figura 3.16 Consumo de energia no sector dos transportes [15]
Doméstico
No sector doméstico, denotando uma melhoria das condições de conforto da população em
geral, assiste-se a uma evolução crescente do consumo de energia eléctrica e verifica-se
uma estabilização nos consumos dos produtos de petróleo, a favor da electricidade e do gás
natural.
Figura 3.17 Consumo de Energia no Sector Doméstico [4]
Serviços
O sector dos serviços foi o sector consumidor com maior crescimento do consumo
energético. Este aumento deve-se ao facto da elevada penetração da energia eléctrica no
abastecimento energético e ao crescimento das grandes superfícies comerciais
38 Cap. 3 – Oferta e Procura de Energia
Análise do Sistema Energético Português
climatizadas. O consumo final de energia aumentou de 7% do total para 13 % nos anos de
1990 a 2004 respectivamente.
Figura 3.18 -Consumo de Energia no sector de serviços [4]
Cap. 3 – Oferta e Procura de Energia 39
Análise do Sistema Energético Português
Cap. 4 – Legislação Ambiental e o Sector Energético 41
4 LEGISLAÇÃO AMBIENTAL E O SECTOR ENERGÉTICO
Análise do Sistema Energético Português
Cap. 4 – Legislação Ambiental e o Sector Energético 43
4 LEGISLAÇÃO AMBIENTAL E O SECTOR ENERGÉTICO
A alteração do clima da terra e os seus efeitos negativos são uma preocupação comum da
humanidade. Para responder à ameaça mundial do aquecimento global Portugal juntamente
com outros estados Membros ratificaram a Convenção Climática Quadro das Nações
Unidas sobre Alterações Climáticas (CQNUAC), assinada em 1992 na Cimeira da Terra no
Rio de Janeiro.
A CQNUAC tem como principal objectivo estabilizar as concentrações na atmosfera de
gases com efeito de estufa (GEE) de modo a evitar uma interferência antropogénica
perigosa para o sistema climático. O nível destas concentrações deverá ser atingido durante
o tempo necessário para permitir a adaptação natural dos ecossistemas às alterações
climáticas. [16]. Em Março de 2002 através do decreto-lei nº 7/2002 de 25 de Março
Portugal aprovou o Protocolo de Quioto com vista a garantir o combate efectivo às
alterações climáticas através do estabelecimento de limites ou reduções das emissões dos
seis principais GEE. “Foi assim estabelecida uma meta de redução global de 8% das
emissões de GEE para a Comunidade Europeia, sendo definidas, ao abrigo do
compromisso comunitário de partilha de responsabilidades, metas diferenciadas para cada
um dos Estados membros. Neste âmbito, Portugal obrigou-se a limitar o aumento das suas
emissões a 27% relativamente aos valores de 1990.” [16]
A 25 de Abril desse mesmo ano foi formalizado o Acordo de Partilha de Responsabilidade
entre a Comunidade Europeia na decisão 2002/358/CE.
Os GEE são responsáveis pelo fenómeno designado por efeito de estufa (figura 4.1), que é
responsável por aquecimento da atmosfera terrestre devido à absorção, reflexão e remissão
de radiação infra-vermelha pela moléculas de tais gases contidos na atmosfera,
direccionado essa energia para a superfície terrestre, como indicado na figura a seguir.
Os GEE são seis e são os seguintes: dióxido de carbono (CO2), Metano (CH4), Óxido Nitroso (N2O), Hexafluoreto de enxofre (SF6), Hidrofluorocarbonetos (HFC), Perfluorocarbonetos (PFC). Os dois últimos representam cada um, uma família de gases.
Os quatro principais GEE, CO2, CH4 , N2O e o SF6 são responsáveis por 99,93% das
emissões totais de GEE, segundo o Instituto do Ambiente [18].
Análise do Sistema Energético Português
44 Cap. 4 – Legislação Ambiental e o Sector Energético
Figura 4.1 Esquema do Efeito de Estufa [17]
Conversão dos GEE para CO2 equivalentes
Para comparar a capacidade de cada gás enquanto GEE, foi desenvolvido o conceito de Potencial de Aquecimento Global (PAG). Em que o dióxido de carbono foi escolhido como o gás de referência. Os valores de PAG para os gases que constam no Protocolo de Quioto, são calculados com base num do tempo de vida médio de permanência na atmosfera de 100 anos, e são os seguintes.
A tabela seguinte indica os factores de conversão dos GEE para CO2 equivalentes.
Por exemplo 1kg de N2O é equivalente a 310 de CO2
O valor correspondente aos dos HFC’s e PFC’s é uma média pesada das emissões dos diferentes compostos do mesmo grupo multiplicada já pela PAG correspondente a cada composto, (tabela 4.2).
Tabela 4.1 Conversão dos G EE para CO2 equivalente [13]
Análise do Sistema Energético Português
Tabela 4.2 Compostos incluídos no grupo dos HFC’s e PFC’s [20]
GEE PAG Hidrofluorocarbonetos HFC-23 12100 HFC-125 3200 HFC-134a 1300 HFC-152a 140 HFC-227ea 2900 Perfluorocarbonetos Perfluoromethane 6500 Perfluoethane 9200
Na base do PAG os GEE podem ser apresentados em termos de CO2 equivalente [13],
Total CO2 equivalente = CO2 + (21* CH4) + (310* N2O) + (23900* SF6) + (HFCs) + (PFCs)
Vem que cada GEE é a sua quantidade emitida em toneladas.
O primeiro passo no sentido de evitar o sobre aquecimento da terra e reduzir as mudanças
climáticas, foi o Protocolo de Quioto (PQ).
O PQ foi assinado a 12 de Dezembro de 1997 na cidade de Quioto no Japão e entrou em
vigor a 16 de Fevereiro de 2005.
Este acordo internacional obriga colectivamente os países desenvolvidos a reduzirem as
emissões dos gases que provocam o efeito de estufa, sendo as emissões dos gases com
efeito de estufa a maior causa do aquecimento global.
Ao abrigo do Protocolo de Quioto, os Estados Membros da União Europeia
comprometeram-se em diminuir a emissão dos gases com efeitos de estufa, no seu
conjunto e para o período de 2008-2012 a UE-15, em 8% das suas emissões em relação a
1990.
Nesse sentido e ao obrigo do acordo de partilha de responsabilidade cada um dos Estados
membros obteve metas diferentes como o indicado na figura seguinte para os 25 países da
união europeia. Sendo este o primeiro período de cumprimento.
Cap. 4 – Legislação Ambiental e o Sector Energético 45
Análise do Sistema Energético Português
Figura 4.2 Metas de cada país no protocolo de Quioto [21]
Portugal obteve a permissão para um aumento de 27% das suas emissões de dióxido de
carbono equivalente em relação a 1990, pois era o país da União Europeia com menor
emissão de dióxido de carbono per capita. As negociações permitiram um aumento máximo
de 40% das emissões de dióxido de carbono e a média global de todos os gases de 27%.
Os países têm flexibilidade na forma como poderão reduzir as emissões dos GEE. Para
além do desenvolvimento de politicas e medidas, (pela implementação de Planos Nacionais
de Alterações Climáticas) o Protocolo de Quioto prevê três mecanismos flexíveis baseados
no mercado: o comércio de emissões, a implementação conjunta e o mecanismo de
desenvolvimento limpo. Estes mecanismos permitem que os países industrializados
satisfaçam os seus objectivos através da possibilidade de trocarem entre si direitos de
emissão e da obtenção de créditos decorrentes da realização de projectos de contenção de
emissões no estrangeiro. A implementação conjunta é a implementação de projectos em
países com objectivos de emissão fixados e o mecanismo de desenvolvimento limpo diz
respeito a projectos em países em desenvolvimento sem objectivos fixados.
O fundamento destes três mecanismos é diminuir a emissão total dos gases de estufa,
sendo o menos importante o local onde ocorrem estas reduções. Portugal em 2001 já tinha
o valor de 8,4 e a meta para 2010 é de 7,6 toneladas de CO2 equivalente por habitante ano,
(figura 4.3).
46 Cap. 4 – Legislação Ambiental e o Sector Energético
Análise do Sistema Energético Português
Portugal: Emissões de gases com efeito de estufa
8,4 7,6
10,9
02468
1012
2001 objectivo2010
Média da EU
tone
lada
s de
CO
2 eq
uiva
lent
es p
or
habi
tant
e
Figura 4.3 Situação de Portugal [22]
Apesar de terem sido tomadas medidas (PNAC) Portugal é um dos países da EU-15, com
aumento da emissão dos GEE relativamente ao ano de 1990, como está indicado na figura
a seguir.
O grande aumento das emissões dos GEE no ano de 2002 foi devido ao facto de esse ano
ter sido muito seco. Quando o ano é seco há uma redução de produção de
hidroelectricidade o que obriga a utilização de combustíveis fósseis na produção de energia
e há um consequente aumento de emissões de GEE. No ano de 2002 a produção de
energia em centrais hidroeléctricas foi 43% inferior a 2001. Este é o motivo do valor de CO2
equivalente no ano de 2002.
A seguir está indicado as emissões de CO2eq do ano de 2005 e as metas do protocolo de
Quioto de cada país membro dos EU-27 obteve.
Para o ano de 2005 Portugal têm um aumento de 40,4% em relação a 1990, o que significa
uma diferença de 13,4 % em relação ao previsto no PQ.
Espanha, Áustria e Itália são os países que mais se afastam das metas propostas pelo PQ,
como a seguir está tabelado.
Segundo as projecções de consumos de energia pelos diversos sectores económicos para
o período de 1990 a 2010 concluí-se o seguinte, os sectores da indústria e da agricultura
registam um aumento de 38%, o sector residencial e serviços verificará um aumento de
174% e o sector dos transportes tem um aumento projectado na ordem dos 135%,
(Emissão e Controlo de Gases com Efeito de Estufa, Sumário Executivo, Universidade Nova
de Lisboa, Março 2004). Com estes cenários de consumo de energia os compromissos de
Portugal face ao protocolo de Kyoto começam a ser preocupantes. A seguir indico o
aumento das emissões dos principais gases com efeito de estufa (CO2, N2O, CH4), para os
Cap. 4 – Legislação Ambiental e o Sector Energético 47
Análise do Sistema Energético Português
diferentes sectores (Industria, Transportes, Domestico, Serviços, Resíduos, Agricultura,
Pecuária, Floresta) [25].
Figura 4.4Variação das emissões de GEE entre 1990 e 2002 em Portugal e nos vários países da EU-15 [23]
Através da análise das projecções de emissões de CO2 conclui-se que Portugal não vai
cumprir os objectivos do protocolo de Quioto, sem a implementação de medidas. O
aumento da emissão de GEE deve-se ao aumento de emissão de CO2 pois 1990 até 2010
aumentou 66% passando assim o limite que era 40%. Os restantes gases estão
ligeiramente abaixo do valor limite.
48 Cap. 4 – Legislação Ambiental e o Sector Energético
Análise do Sistema Energético Português
Tabela 4.3 Emissões de CO2 equivalentes e metas do Protocolo de Kyoto para o período para 2008-2012 [24]
(1) Para EU-15 o ano base para CO2, CH4, e N2O é 1990. Enquanto que para os
halogenados (HFC, PFC, SF6) o ano base é 1995, excepcionando-se os 3 seguintes países
membros da EU Áustria, França e Itália que têm como o ano base 1990.
(2) Malta não tem emissões estimadas para 2005
Nota- Malta e Cipre não têm metas de Quioto
A principal origem de GEE em Portugal está associada ao sector energético, mais
concretamente à queima de combustíveis fósseis. Dentro do sector energético os
subsectores que mais emitem GEE são os de produção de energia como as centrais
termoeléctricas e refinarias de petróleo, transportes e industria. A seguir está indicado a
grandeza de emissão de cada sector, incluindo os subsectores do sector energético.
Cap. 4 – Legislação Ambiental e o Sector Energético 49
Análise do Sistema Energético Português
Tabela 4.4 Permissão dos GEE e intensidade para os anos de1990 e 2010 [25]
Energia final consumida por valor acrescentado.
Emissões de CO2 por valor acrescentado.
O total inclui as emissões de PFCs, HFCs e SF6 no valor de 2,1 Mt CO2 em 2010.
N/A- não aplicado.
50 Cap. 4 – Legislação Ambiental e o Sector Energético
Análise do Sistema Energético Português
Figura 4.5 Emissões de GEE repartidas por sector de actividade, em 2002 [23]
Portugal está caracterizado por elevada intensidade energética final. A intensidade
energética representa um reflexo da conjugação de vários factores, entre os quais se
destacam a eficiência energética, a estrutura das actividades económicas e o clima de cada
País ou região
Numa análise por GEE, o sector da energia é o principal responsável pelas emissões de
CO2 , a agricultura e resíduos pelas emissões de CH4 , e a agricultura pelas emissões de
N2O.
A emissão de CO2 resulta essencialmente da combustão de combustíveis fósseis para
obtenção de energia eléctrica, e numa pequena parte de outros processos industriais, de
calor de força motriz.
Figura 4.6 Emissões de GEE em 2002, repartidas pelos principais poluentes e por sector de actividade [23]
Cap. 4 – Legislação Ambiental e o Sector Energético 51
Análise do Sistema Energético Português
A seguir está indicada a percentagem de cada poluente no total dos GEE para o ano dos de
002. Os SF6, HFC’s e PF
igura 4.7 Emissões de GEE repartidos pelos principais poluentes, em 2002 [23]
2 C’s não têm significado.
F
Figura 4.8 Variação das emissões de GEE entre 1990 e 2002, por poluente e por sector de
derivados de petróleo, ou seja combustível fóssil com elevados problemas
mbientais.
actividade [23]
O sector dos transportes é o sector com maior emissão de GEE pois é o sector de maior
consumo de
a
52 Cap. 4 – Legislação Ambiental e o Sector Energético
Análise do Sistema Energético Português
Cap. 4 – Legislação Ambiental e o Sector Energético 53
Discussão
Com o acordo de Partilha de Responsabilidade entre a Comunidade Europeia em
conformidade com o Protocolo de Quioto os Estados Membros comprometeram-se em
reduzir as emissões de GEE em 8% comparado com as emissões de 1990 para o período
EU, como Grécia, Portugal, Espanha e
vem diminuir mais e
limitação de GEE’s, não pode se
ante a sua
Comércio Europeu de Licenças de Emissão (CELE), para diminuir a
emissão dos GEE.
AC aprovado pela RCM nº 104/2006 de 23 de Agosto agora designado por
2008-2010.
Os países ricos como Alemanha, Reino Unido e Holanda foram sujeitos a altas diminuições
dos valores de emissões, e os países pobres da
Irlanda têm permissão para emitir mais que 1990.
Contudo, estas diminuições das emissões são preocupantes pois a diferenciação das
diminuições obrigatórias não são suficientes. Muitos países ricos de
muitos pobres (estados membros), menos.
A distribuição da limitação e permissão de emitir GEE não foi muito justa pois alguns
estados membros como Portugal e Grécia deviam ter tido permissão no acordo para um
aumento considerável das suas emissões, pois são países ainda em desenvolvimento e
assim não se tornam competitivos. Portugal com esta
tornar competitivo em comparação com os países ricos.
A limitação dos GEE’s deveria ter sido baseada no ranking dos países com maior nível de
emissão por capita sem esquecer que alguns países (pobres e ricos) conso
localização devem ter diferentes pesos para garantir o conforto térmico óptimo.
No seguimento da tendência para o aumento das emissões dos gases o governo
estabeleceu necessidade de elaboração de um Programa Nacional para as Alterações
Climáticas (PNAC 2004 e 2006), um Plano Nacional de Atribuição de Licenças de Emissão
(PNALE I e II) e o
4.1 PROGRAMA NACIONAL PARA AS ALTERAÇÕES CLIMÁTICAS
O Protocolo de Quioto (PQ) entrou em vigor a 11/02/2005, o que despoletou a avaliação do
cumprimento das obrigações de cada parte. Os primeiros trabalhos de avaliação em
Portugal revelaram que diversas medidas previstas estavam atrasadas e que os níveis de
emissão no país se afastavam perigosamente das metas do PQ. Por outro lado a previsão
para o crescimento do PIB até 2010 foi revisto em baixa pelo que se decidiu fazer uma
revisão do PN
PNAC 2006.
Análise do Sistema Energético Português
54 Cap. 4 – Legislação Ambiental e o Sector Energético
Com o objectivo de garantir o cumprimento por parte de Portugal dos seus compromissos
no âmbito do PQ sobre Alterações Climáticas e o acordo de Partilha de Responsabilidades
cio Europeu de Licenças de
s nº 119/2004 cuja primeira versão tinha sido aprovada para discussão publica
e facilitem o cumprimento dos compromissos assumidos no âmbito do Protocolo
rço, estando o
ês,
ssão para as Alterações Climáticas (CAC) e financiamento pela direcção Geral do
ortes, Gases Fluorados, Agricultura e Pecuária, da Floresta e ainda a
Floresta e Resíduos.
de energia e dos transportes, por serem os de
ais interesse para o presente trabalho.
da União Europeia (EU) foi criado o Programa Nacional das Alterações Climáticas (PNAC).
Os objectivos do PNAC são monitorizar e reforçar o controle nos diversos sectores (para
garantir o cumprimento do Protocolo de Quioto) e implementar políticas e medidas dos
GEE´s medidas nos sectores não abrangidos pelo Comér
Emissão e reforçar a verba do Fundo Português do Carbono.
A sua primeira versão, conhecida como PNAC 2004, aprovada em Resolução de Conselho
de Ministro
em 2002.
Fundo Português do Carbono
O fundo Português do Carbono foi criado pelo estado com o objectivo do financiamento de
medidas qu
de Quioto.
A criação deste fundo já tinha sido prevista no decreto-lei que aprovou o PNALE I, mas só
em Março de 2006, foi aprovado no decreto-lei nº 71/2006 de 24 de Ma
respectivo regulamento do fundo na portaria 1202 /2006 de 9 de Novembro.
Com o fundo angariado prevê-se investir em projectos internacionais que se traduzem na
obtenção de créditos de emissão de gases com efeito de estufa para o estado portugu
ou nacionais que conduzam a uma redução de emissões de gases com efeito de estufa.
Este fundo teve uma dotação inicial de seis milhões de euros que será tecnicamente gerido
pela Comi
Tesouro.
As medidas apresentadas no PNAC 2006 estão orientadas para seis sectores específicos, a
saber: Energia, Transp
4.1.1 Politicas e medidas
Existem dois tipos de politicas e medidas, as associadas ao cenário de referência (PMR’S)
e as políticas e medidas adicionais (PMA’S). Em seguida são apresentadas (em detalhe) as
correspondentes apenas a dois sectores
m
Análise do Sistema Energético Português
Tabela 4.5 Medidas de re cias ferên
Sector Designação Obs.
MRe1 Programa F4, E-FRE
Produção eólica
4500 MW- 2010,
(REN Junho 2005)
MRe2 pansão do sistema
electroprodutor nado a
Plano de exNovas unidades de
ciclo combi
gás natural
MRe3 ficiência Energética nos Edifícios
E
MRe4 Água Quente Solar para
Portugal
ovos
a partir de
007)
006:
3000 m2 /ano
sobre
Programa
Adopção de n
regulamentos
RCCTE e RSECE
com um aumento
da eficiência
térmica dos novos
edifícios em 40%.
(efeito
2
i)2005 e 2
1
ii)2007-2020:
instalação de
100000 m2/ano,
com o efeito em
vigor plena em
2006 de nova
legislação
edifícios.
Oferta
proc
de
e
ura
energia
MRe5 ntrolo
Integrado de Poluição)
da
irectiva PCIP
Directiva PCIP (Prevenção e Co Implementação
D
TransportMRt1 Programa Auto-Oil: Acordo voluntário
Cap. 4 – Legislação Ambiental e o Sector Energético 55
Análise do Sistema Energético Português
56 Cap. 4 – Legislação Ambiental e o Sector Energético
Tabela 4.6 Medidas adicionais
Sector Designação Obs.
Sector
residencial MAr1
Sector dos
serviços MAs1
Aumento da carga fiscal sobre o
gasóleo de aquecimento
O potencial de
redução inclui o
efeito indirecto de
aumento das
emissões no
com as associações de fabricantes de
automóveis.
MRt2 Expansão do Metropolitano Lisboa
MRt3 Construção do metro sul do Tejo
MRt4 Construção do Metro do Porto
MRt5 Metro Ligeiro do Mondego
MRt6
da CP redução dos
tempos de viagem
etro Lisboa
Porto
Alterações da oferta
Expansão da rede
do m
MRt7 a Gás
Natural na CARRIS e nos STCP ulos a gás
Ampliação da frota de veículos
Substituição dos
veículos a diesel
por veíc
natural
MRt8 tivo ao abate de veículos em fim de
vida ais de 10
IncenAbate dos veículos
com m
anos.
MRt9 raticadas em
auto-estradas interurbanas das para
Redução das velocidades p
Redução da
velocidade média
de circulação nas
auto-estra
118 kW.
es
MRt10 Directiva de Biocombustíveis rodoviário
2010
Introdução de
biocombustíveis no
modo
Análise do Sistema Energético Português
Cap. 4 – Legislação Ambiental e o Sector Energético 57
sistema
electroprodutor
MAi1 Realinhamento da carga fiscal
sobre os combustíveis industriais
Esta medida tem
impacto em
instalações
abrangidas pelo
CELE.
MAi2 Revisão do RGCE
Definição de um
novo RGCE que
fomente a
eficiência
energética no
sector industrial
através de acordos
voluntários.
Sector da
industria
MAi3
Incentivo à substituição da
cogeração a fuelóleo por
cogeração a gás natural
Redução ao
abandono
progressivo da
tarifa para as
cogerações
utilizando fuelóleo.
Transportes MAt1_MAt11 Expansão dos transportes -
A seguir estão detalhadamente analisadas as medidas adicionais para os sectores que se
seguem:
Sector Residencial e Serviços
Para este sector está avaliado os efeitos de aplicação duma medida com o objectivo de
substituir o gasóleo de aquecimento por outros combustíveis e electricidade através da
aplicação de uma maior carga fiscal sobre o gasóleo de aquecimento.
O gasóleo de aquecimento tem um preço de aquecimento final inferior ao gasóleo rodoviário
na ordem dos 35% devido ao facto de beneficiar de ISP e IVA reduzidos, por este motivo é
uma opção muito atractiva para o sector doméstico.
Pretende-se para o período de 2005-2010 que o sector residencial substitua o gasóleo pela
Análise do Sistema Energético Português
58 Cap. 4 – Legislação Ambiental e o Sector Energético
seguinte repartição: 40% de Electricidade, 40% de GPL, 10% de Biomassa e 10% de Gás
Natural. Para o sector dos serviços pretende-se que o gasóleo seja substituído com a
seguinte repartição: 20% de electricidade, 40% de GPL, 40% de Gás Natural.
Sector da Industria
Uma das medidas adicionais propostas no sector da energia é o realinhamento sobre a
carga fiscal sobre combustíveis de utilização industrial (fuel, gás de petróleo liquefeito,
carvão e coque de petróleo), aplicando uma tarifa de carbono correspondente ao excesso
de emissão em relação a um combustível de referência (Gás Natural).
Pretende-se também aumentar o número de combustíveis industriais sujeitos ao imposto
sobre produtos petrolíferos (ISP). Os sectores actualmente isentos de ISP são o sector
electroprodutor, a cogeração, o químico (processos de redução química e electrolíticos), os
metalúrgicos e mineralógico.
Devem ser ainda isentas as empresas e instalações industriais cujos consumos anuais de
energia não excedam as 500 tep, ou que estejam já inseridos no CELE, serão também
isentas as empresas e instalações industriais que, de acordo com RGCE cumpram acordos
voluntários de redução de emissões.
O combustível com isenção de ISP é o gás natural, e alguns dos restantes tiveram um
aumento no valor do ISP. A hulha e antracite e o coque de petróleo deixarão de ser isentos
de ISP. O GPL manteve o seu valor, e o Fuelóleo teve um aumento no valor do imposto. Os
valores são os seguintes tabelados.
Tabela 4.7 Alterações propostas para o ISP [26]
ISP actual (€/GJ) ISP proposto
(€/GJ)
Hulha e antracite 0 1.06
Coque de Petróleo 0 1,12
GPL 0,18 0,18
Fuelóleo 0,38 0,53
Gás natural 0 0
Análise do Sistema Energético Português
Cap. 4 – Legislação Ambiental e o Sector Energético 59
Com estas medidas pretende-se para o período de 2005-2012 ocorra uma redução no
consumo de fuelóleo e de coque de petróleo induzido pelo realinhamento da carga fiscal
aplicável às empresas ou instalações não isentas pretende-se ainda um aumento do
consumo de combustíveis alternativos considerando a seguinte repartição: 20% de
biomassa e 80% de gás natural.
Continuando no sector da industria uma outra medida é fazer uma revisão do Regulamento
de Gestão e Consumo de Energia (RGCE) para as industrias com consumo anuais
superiores a 500 tep exceptuando todas aquelas já abrangidas pelo CELE.
Algumas das medidas revistas para a adesão ao novo RGCE são as seguintes:
- Realização de auditoria energética às instalações;
- Definição de objectos e metas de melhoria de eficiência energética e de redução das
emissões de GEE, integrando as recomendações da auditoria;
-Estabelecimento dum Acordo voluntário, com uma duração de 5 anos, com a entidade
gestora do RGCE;
-Implementação de um plano de investimento e medidas que permitem cumprir os
objectivos de redução e o estabelecimento no acordo voluntário.
Com a adesão a um acordo voluntário, a empresa ou instalação poderá obter a isenção da
taxa sobre o Carbono ou ao ISP, para o período de vigilância do acordo.
Com estas medidas pretende-se as seguintes hipóteses de evolução para o período 2005-
2012. Como resultado das auditorias energéticas realizadas a empresas com consumos de
energia entre 500 e 1500 tep e utilizando fuelóleo pretende-se uma redução do consumo de
80% no fuelóleo, com a conversão para GN ou biomassa e de 20% na electricidade.
Uma outra medida é a redução ou abandono da tarifa bonificada de venda de energia
eléctrica para as cogerações a fuelóleo. O nosso país tem um elevado consumo de fuelóleo
na actividade de cogeração o que provoca um excesso de emissão em relação ao gás
natural que é menos poluente. Foram assim definidas medidas propostas para desincentivar
a utilização de fuelóleo na cogeração. Uma das medidas propostas é o abandono da tarifa
bonificada de remuneração da electricidade produzida a partir de unidades de cogeração a
fuelóleo, para as novas instalações. Às empresas antigas è lhe dado um período de 15
anos, após a entrada em funcionamento, para fazerem a conversão revistas, tendo estas
assim tempo para amortizar os investimentos realizados.
Com esta medida pretende-se desincentivar as novas cogerações a fuelóleo e incentivar
cogerações a gás natural.
Análise do Sistema Energético Português
60 Cap. 4 – Legislação Ambiental e o Sector Energético
Pretende-se que no período de 2005-2010 esta conversão seja na ordem dos 20%, com
excepção de algumas grandes unidades (e.g central do Barreiro, da Petrogal e da Repsol).
Sector da oferta de energia
Para este sector foram propostas várias medidas adicionais. A primeira foi melhoria da
eficiência energética do sector electroprodutor através duma redução das perdas nas redes
de transportes e distribuição. Pretende-se com esta medida melhorar a eficiência do sector
electroprodutor português através da redução das perdas de transporte e distribuição para a
taxa de 8,6% da energia emitida para a rede em 2010 em vez de 9,2% previstos.
A segunda medida é melhorar a eficiência energética dos sistemas de oferta de energia
através da promoção da cogeração. Esta medida tem o objectivo melhorar a eficiência do
sistema de oferta de energia (calor e electricidade) através de utilização de tecnologias mais
eficientes em relação à geração centralizada de electricidade.
Pretende-se que no período de 2000-2010 que a geração total de electricidade seja em
sistemas de cogeração tendo por base na capacidade instalada de 2050 MW em 2010
contra 1600 MW no cenário de referência. È pretendido fazer a manutenção do programa
de desclassificação de centrais existentes a do Barreiro em 2010, Carregado em 2011 e em
2013 a de Setúbal. Consta na medida o investimento em novas unidades de cogeração,
dando prioridade à cogeração de alta eficiência utilizando gás natural ou fontes renováveis
de energia.Com as novas unidades de cogeração a gás natural permite substituir a
produção de calor em caldeiras consumindo fuelóleo.
A terceira medida é melhorar a eficiência energética ao nível da procura de electricidade,
através da criação de uma taxa de carbono sobre lâmpadas menos eficientes e através de
um plano de promoção da eficiência no consumo.
Com a criação de uma taxa de carbono sobre lâmpadas menos eficientes pretende-se que
ocorra uma rápida aceleração da substituição das lâmpadas de incandescência por outras
lâmpadas mais eficientes. Pretende-se utilizar uma taxa, cobrável a cliente final no acto de
venda, corresponde ao excesso de CO2eq emitido para a atmosfera em comparação com as
lâmpadas economizadoras. O valor das lâmpadas economizadoras varia entre 1€ e 5€,
estas lâmpadas eficientes têm um consumo muito menor de energia e uma duração de 4 a
5 vezes inferior às normais.
Com o plano de promoção da eficiência de energia prevê-se que Comercializadores,
Agentes Externos e Operadores de redes ponham em prática medidas de eficiência.
As medidas de eficiência pretendem para o período de 2005-2010 ter um potencial de
economia de energia eléctrica estimado em cerca de 1020 GW.h .
Análise do Sistema Energético Português
Cap. 4 – Legislação Ambiental e o Sector Energético 61
A quarta medida é promoção de electricidade produzida a partir de fontes renováveis de
energia, pretende-se que para o período de 2005-2010 a eólica tenha uma capacidade
instalada de 4700 MW e de 5100 MW até 2012. Prevê-se uma redução das necessidades
de geração centralizada devido a diminuição de gás natural (-35 ktep) em centrais de ciclo
combinado e na redução de fuelóleo (-90 ktep), nas centrais a fuelóleo.
Síntese das medidas adicionais para os sectores da procura e da oferta de energia
A tabela seguinte apresenta, para 2010, os efeitos da implementação conjunta de todas as
medidas para os sectores da procura e da oferta de energia em relação ao cenário de
referência.
Análise do Sistema Energético Português
Tabela 4.8 Eficácia ambiental das medidas para os sectores da procura e da oferta de energia em 2010 [26]
Emissões de GEE
(Tg CO2eq)
Sectores Cenário
de
referência
Cenário
com MA
Redução
das
emissões
de GEE
(Tg CO2eq)
1.Oferta de energia 23,09 22,22 0,873
1.1 Geração de electricidade 20,33 19,47 0,862
1.2 Refinação, armazenamento e
distribuição de produtos petrolíferos 3,80 3,78 0,014
1.3 Outros subsectores da industria de
energia 0,40 0,39 0,007
2. Industria 11,90 11,60 0,300
3. Outros Sectores 8,10 7,92 0,179
4. Total (todos os sectores) 43,09 41,79 1,352
As medidas adicionais (MA) propostas tem o objectivo de diminuir os GEE para o período
de 2005 a 2010. Com as previsões da tabela anterior para o sector da energia, pode-se
concluir que com as MA as emissões dos GEE reduzirão 1,352 Tg CO2eq (1,352 Mt COeq),
é uma redução muito baixa.
A medida proposta para o abandono da tarifa de remuneração da electricidade produzida a
partir de unidades de cogeração a fuelóleo para as novas instalações não é muito eficiente
pois as cogerações a gás natural têm um baixo rendimento devido a produzem mais calor
do que electricidade.
A substituição de gasóleo de aquecimento por electricidade não é coerente com a nova
legislação, pois vai contra o novo regulamento para a certificação de edifícios que penaliza
a utilização de electricidade.
A substituição do gasóleo de aquecimento por gás natural também vai contra a coesão
social do País, pois prejudica as populações rurais e as cidades de interior onde não há
rede de gás natural, impingindo altas taxas de imposto e.g GPL tem IVA de 21% e ISP,
62 Cap. 4 – Legislação Ambiental e o Sector Energético
Análise do Sistema Energético Português
Cap. 4 – Legislação Ambiental e o Sector Energético 63
enquanto que o gás natural só paga 5% de IVA e está isento de ISP.
No aumento do ISP deveriam existir algumas excepções, pois nem todas as empresas têm
acesso ao Gás Natural e é impingido o GPL ou o Fuelóleo com impostos mais elevados.
A hulha e antracite não está coerente com a lista de combustíveis sujeitos a ISP, o carvão
nem o gás natural é um produto petrolífero. Para existir coerência entre o nome atribuído ao
imposto, o carvão (hulha e antracite) e gás natural é necessário criar um novo imposto.
Os valores previstos de reduções de vários consumos para o período 2005-2010 para os
dois sectores de oferta e procura de energia não estão bem esclarecidos pois não está
esclarecido o método de cálculo nem mesmo em que se baseiam os valores.
Discussão
Muitas das propostas do PNAC, em particular algumas das Medidas Adicionais, ao
penalizarem o consumo de gasóleo e carvão e incentivarem a utilização de GPL, gasolina e
GN, parecem mais feitas à medida dos interesses da empresa que tem o monopólio da
refinação do petróleo e da importação de Gás Natural do que do superior interesse público.
Na realidade é por demais conhecido o desajuste do aparelho refinador Nacional às
tendências do Mercado [1] com um grave défice na produção de gasóleo e excessos de
gasolina, GPL e fuelóleo.
Particularmente gravosa é a medida adicional Mar1, visando a forte redução na utilização
de gasóleo para aquecimento, a qual vem contrariar a Directiva Europeia e defraudar as
espectivas legítimas dos distribuidores e consumidores que entretanto optaram por esta
forma de energia, criando instabilidade e falta de confiança do mercado face a toda e
qualquer nova legislação que venha a sair. Além disso, ao promover a utilização da
electricidade no aquecimento, potencia o aumento e não a redução das emissões de GEE’s,
contrariando assim o objectivo do próprio PNAC e entrando em conflito com outros
regulamentos como o RGCE e RSECE.
O PNAC em geral e as suas Medidas adicionais em particular, parece ter sido redigido de
uma forma leviana e incoerente, sem atender aos supremos interesses do país,
nomeadamente em termos de igualdade entre regiões e de competitividade da nossa
economia
4.2 PLANO NACIONAL DE ATRIBUIÇÃO DE LICENÇAS DE EMISSÃO
O PNALE I distribuiu gratuitamente por cada tipo sector industrial e de actividade a
quantidade de licenças de emissão de dióxido de carbono equivalente (CO2eq), para o
Análise do Sistema Energético Português
64 Cap. 4 – Legislação Ambiental e o Sector Energético
período 2005 a 2007, com base nas emissões históricas das empresas. Apenas os sectores
industriais mais intensivos em energia foram incluídos neste plano.
O primeiro Plano Nacional de atribuição de Licenças de Emissão (PNALE I para industria)
foi aprovado pela Resolução de Conselho de Ministros nº 53/ 2005 a 3 de Março de 2005.
Cada licença de emissão corresponde a 1t CO2. Foram assim distribuídas 35,4 Mt CO2 /ano
a 239 instalações (a listagem das instalações com licenças de emissão de GEE para o
período de 2005 a 2007 está republicada no despacho nº 686-E/ 2005.), dos sectores de
energia (centrais termoeléctricas, refinação, cogeração, outras instalações de combustão),
materiais ferrosos, cimentos e cal, vidro, cerâmica, pasta e papel
O segundo Plano Nacional de Atribuição de Licenças de Emissão (PNALE II) para o período
de 2008 a 2012 alterou alguns pontos do PNALE I.
O volume total de licenças a atribuir para o período de 2008 a 2012 passou para 164,12 Mt
CO2, o que corresponde a 32,82 Mt CO2 /ano para as empresas existentes de actividade
constante.
O montante de licenças de reserva para as novas instalações é de 25,40 Mt CO2 em média
corresponde a 5,08 Mt CO2/ano.
4.2.1 Alteração de alguns conceitos no PNALE I
O PNALE II veio trazer alterações relevantes à interpretação utilizada no PNALE I, em
relação às instalações de combustão e alterou o número de instalações abrangidas pelo
PNALE I no sector da cerâmica.
A nível das instalações, nomeadamente as do sector cerâmico, permitindo ao Estado
Português a revisão dos critérios aplicados.
“ No PNALE I foram considerados elegíveis 114 instalações no sector das cerâmicas,
representando 3,14 % do volume de licenças de emissão atribuído. Posteriormente, uma
análise do planos de Atribuição dos Estados-Membros da EU mostrou não ter existido
uniformidade quanto aos critérios de elegibilidade, em particular no que se refere à
interpretação das condições “e/ou”. Face ao resultado de consultas e estudos entretanto
elaborados, decidiu o Governo Português adoptar a este respeito o critério de abrangência
da Directiva de Prevenção e Controlo Integrados da Poluição (PCIP), sendo adoptada a
condição de verificação conjunta das condições enumeradas para o sector cerâmico. A
revisão dos critérios de elegibilidade para o sector cerâmico terá um impacto estimado de
menos (-) 0,42 MtCO2.”
Análise do Sistema Energético Português
PCIP – Prevenção e Controlo Integrado de Poluição (PCIP). Legislação comunitária, transcrita a nível nacional pelo Decreto-Lei nº 194/2000, que tem por objectivo procurar limitar as emissões no ar, água e solo por certas actividades industriais.
A interpretação utilizada no PNALE I, para instalações de combustão.
“No conceito de instalação de combustão incluem-se, portanto, não só os “ equipamentos
cujo calor produzido seja usado noutro equipamento, através de um meio tal como a
electricidade vapor ou termofluido”, tal como adoptado por Portugal para PNALE 2005-2007,
mas também outras fontes de emissão, nomeadamente, fornalhas de instalação de negro
de fumo, crackers de etileno/ propileno e fornalhas de instalações de rock wool. Para estas
“instalações de combustão” e para o período de 2008-2012, só foram consideradas as
emissões resultantes da oxidação dos produtos combustíveis que se destinam à produção
de calor para utilização (emissões de combustão), não tendo sido consideradas as
emissões de processo associadas à actividade principal dessa instalação.
Para efeitos de determinação de abrangência pelo CELE como “instalações de combustão”,
a regra de agregação não contabiliza os equipamentos de combustão inferiores a 3MWt,
bem como os equipamentos destinados à prestação de serviços sociais (ex: balneários,
cantinas, etc) ou de emergência.”
O quadro seguinte sumariza o impacto destas alterações na atribuição do PNALE II às
instalações existentes.
Tabela 4.9 Impacto das alterações do PNALE I às instalações existentes [27]
PNALE I tco2/ano
ALTERAÇÃOtco2/ano
PNALE IItco2/ ano
Oferta de energia 22.269 0 22.269
Sector electroprodutor 16.476 0 16.476
Refinaria 3.125 0 3.125
Cogeração 2.667 0 2.667
Indústria 9.937 617 10.554Cimentos e cal 7.045 0 7.045
Cerâmica 1.020 -423 597Vidro 702 0 702
Pasta e papel 362 0 362
Metais Ferrosos 336 0 336
Instalações de combustão 473 1.039 1.512
Total Instalações Existentes 32.206 617 32.823
Cap. 4 – Legislação Ambiental e o Sector Energético 65
Análise do Sistema Energético Português
66 Cap. 4 – Legislação Ambiental e o Sector Energético
4.2.2 Determinação da quantidade de licenças de emissão a atribuir a cada instalação
As instalações abrangidas no PNALE II são as que à data de notificação definida do PNALE
2008-2012 sejam portadores do título de emissão de gases com efeito de estufa.
O método de atribuição de licenças para a maioria das instalações foi pelas emissões
históricas (método histórico), relativas ao período 2000-2004, corrigidas pelo “factor máximo
de emissão de combustão”(FMEC), a definição do parâmetro é apresentada mais à frente.
O factor máximo de emissão de combustão não foi corrigido nas instalações que não têm
possibilidade de aceder à utilização de gás natural como combustível.
Para que as informações históricas sejam relevantes é necessário que no período 2000-
2004 a instalação não tenha sofrido grandes alterações ou que não se tenha verificado um
crescimento de emissões.
Sempre que as instalações sofram alguma alteração, só são relevantes as emissões dos
anos posteriores à entrada em funcionamento da instalação.
A informação só foi suficientemente relevante no caso da existência pelo menos 3 anos
completos do período de 2000-2004.
Da informação histórica para o cálculo das “emissões de referência” foi excluído o ano com
menor nível de emissões. Esta exclusão é efectuada com o objectivo de excluir os anos em
que as empresas tiveram um nível de actividade anormal (ex: grandes reparações, quebras/
aumentos anormais de procura.).
Quando não é adequado utilizar emissões históricas, são utilizadas projecções de emissões
da informação disponível.
Às instalações dos sectores electroprodutoras, refinação e metais ferrosos (siderurgia) as
licenças são atribuídas com base nas projecções.
Os diferentes métodos para calcular a atribuição de licenças são as seguintes: método
histórico, método híbrido e método das projecções.
Método histórico
Este método teve por base:
O histórico das emissões de cada instalação, referente ao período 2000-2004, sempre que
existam informações históricas relevantes;
Análise do Sistema Energético Português
Um “factor Máximo de Emissão de Combustão” (FMEC) para cada sector/subsector, que
actuará como majorante do Factor de Emissão de Combustão no cálculo das licenças a
atribuir à instalação;
E um “Factor Mínimo de Emissão de combustão” (FminEC) com vista a incentivar a
utilização de biomassa e reduzir o risco pela sua utilização.
A quantidade de licenças atribuir foi determinada pela aplicação da seguinte fórmula:
EPHFECNCHLE +×=
Em que:
LE: Licenças de emissão atribuir à instalação, expressas em toneladas de CO2
NCH: Necessidades de Calor Históricos, que correspondem à média simples do calor
gerado por combustão nos equipamentos abrangidos da instalação nos anos de 2000 a
2004, excluindo o ano de menores emissões, expressos em TJ;
FEC: Factor de Emissão de Combustão, expresso em t-CO2 /TJ, correspondente ao factor
de emissão histórico de combustão da instalação se inferior ao FMEC, corresponderá à
média aritmética entre o factor de emissão histórico da instalação, e o respectivo FMEC. No
caso de ser inferior ao FminEC corresponderá ao respectivo FminEC;
EPH: Emissões de processos históricos, que correspondem à média simples das emissões
de processo nos equipamentos abrangidos da instalação nos anos de 2000 a 2004,
excluindo o ano de menores emissões, expressas em t-CO2 .
a. Calculo das emissões históricas de referência Para o cálculo das “emissões históricas de referência” de cada instalação foi utilizada a série histórica de 2000‐
2004, excluindo o ano com menores emissões. As emissões históricas de referência são as emissões históricas
corrigidas do factor de emissão e sem considerar o ano de menores emissões.
b. Factor Máximo de Emissões de Combustão (FMEC) para cada sector/subsector
Para cada sector/subsector foi definido um FMEC, que actuará como majorante do Factor
Máximo de Emissões de Combustão no cálculo das licenças atribuídas às instalações,
traduzindo o esforço de eficiência que se pretende aplicar aos sectores/subsectores. Assim,
definiu-se para cada sector/subsector um FMEC, correspondente ao valor do percentil 25 do
conjunto de valores das emissões de combustão específicas (tCO2 / TJ) encontrando para
cada instalação e para cada um dos anos 2000 a 2004, do mesmo sector/subsector.
Cap. 4 – Legislação Ambiental e o Sector Energético 67
Análise do Sistema Energético Português
O sector dos cimentos o valor do FMEC resultante do percentil 25 foi reduzido tendo em
conta o potencial de integração de 5% de biomassa como combustível.
No subsector da pasta o valor do FMEC resultante do percentil 25 foi aumentado com 10%
do factor de emissão do gás natural, tendo em consideração a elevada utilização de
biomassa verificada no subsector e o risco inerente à continuidade do seu abastecimento.
O quadro seguinte sumariza os valores de FMEC para cada sector:
Tabela 4.10 Valores de FMEC [27]
68 Cap. 4 – Legislação Ambiental e o Sector Energético
Sector FMEC (tCO2 /TJ)
Cogeração 55,82
Cimentos 93,32
Cal 79,72
Cerâmica 55,82
Papel 55,82
Pasta 11,75
Vidro 55,82
Outras instalações de
combustão 55,82
O sector da cogeração teve um tratamento especial pois esta tecnologia é muito importante
devido ao aumento da eficiência na utilização da energia primária, reduzindo as emissões
globais e as importações de combustível do exterior, e que a sua localização, junto dos
pólos de consumo industriais, permite reduzir as perdas nas redes eléctricas
Tendo em conta que se pretende uma redução da dependência do petróleo e das emissões
de CO2, a definição de um FMEC para este sector pretendeu, incentivar a mudança das
cogerações a fuel para gás natural. Como as instalações de cogeração a fuel existentes
receberam apoios e incentivos do Estado para a sua instalação, o FMEC apenas foi
aplicado no final de 12 anos de vida de cada instalação, isto é, após o período de retorno do
investimento.
Este factor de emissão máximo não se aplicou às instalações em que o combustível
utilizado foi considerado um resíduo ou subproduto do processo industrial da instalação.
Também, não se aplicou o FMEC no caso de ser demonstrado a impossibilidade de
Análise do Sistema Energético Português
reconversão de combustível da sua instalação, por questões técnicas ou de infra-estruturas.
c. Factor mínimo de emissão de combustão (FminEC)
Devido a existência de instalações cujo combustível utilizado é, totalmente ou em grande
parte, biomassa, foi estabelecido um factor a aplicar a estas instalações - “FminEC ”-
equivalente a 10% do factor de emissão do gás natural (5,582 tCO2 /TJ).
O objectivo do factor mínimo de emissão de combustão é, não só incentivar a utilização de
biomassa como combustível, mas também salvaguardar o risco de falha de abastecimento
ou qualquer avaria no equipamento de combustão que implica a utilização temporária de
outro tipo de combustível.
Sempre que as instalações cujos factores de emissão de combustão histórico (FEH) sejam
inferior ao FminEC, o Factor de Emissão de Combustão (FEC) utilizado na determinação
das licenças de emissão é o FminEC.
Método Híbrido
O método híbrido foi aplicado às instalações que tinham a informação histórica no período
2000-2004 mas que sofreram alguma alteração significativa no funcionamento ou alguma
substituição de equipamento chave, ou aumento de capacidade ou tenham entrado em
funcionamento entre 2000 e 2004.
Para o cálculo das licenças de emissão pelo método híbrido utilizou-se uma combinação
linear entre a informação histórica das emissões correspondentes a esse (s) ano (s) e o
método de projecções sem exclusões e nenhum ano.
A quantidade de licenças a atribuir a cada instalação foi determinada pela da seguinte
fórmula:
3)04()03( EprojEHEHLE ++
=
Ou
32)04( EprojEHLE ×+
=
Cap. 4 – Legislação Ambiental e o Sector Energético 69
Análise do Sistema Energético Português
70 Cap. 4 – Legislação Ambiental e o Sector Energético
Em que:
LE: Licenças de Emissão a atribuir à instalação, expressas em toneladas de CO2;
EH (03) e EH (04): Emissões históricas correspondentes aos anos 2003 e 2004
respectivamente, por aplicação do método histórico anteriormente descrito.
Eproj: estimativa das emissões por projecção
A estimativa das emissões por projecção foram determinadas através da soma das
seguintes parcelas:
As emissões históricas para o período 2000 a 2002 ou 2003, consoante s e aplique EH (03)
ou EH (04), calculadas de acordo com o método histórico anteriormente descrito;
Emissões adicionais resultantes da alteração sofrida pela instalação e por aplicação da
metodologia de atribuição legalmente aprovada para as “ novas instalações”
Método das projecções
O método das projecções aplicou-se às empresas que não tinham nenhum ano completo de
informação histórica seguindo a metodologia legalmente aprovada para as “Nova
Instalações”.
4.2.3 Reserva para novas instalações e encerramento de instalações
A reserva para as novas instalações é de 25,40 MtCO2 (em média 5.08 MtCO2/ano), válida
para o período de 2008-2012. Os valores indicativos são indicados e apresentados por
sector de actividade:
Centrais de Ciclo Combinado - 2.2 MtCO2/ano
Refinação -1,2 MtCO2/ano
Pasta e papel - 0,5 MtCO2/ano
Químico -0,5 MtCO2/ano
Cimentos e Cal- 0,3 MtCO2/ano
Vidro-0,15 MtCO2/ano
Outros sectores (agro-alimentar, têxtil, cerâmica, industria extractiva)- 0,25 MtCO2/ano
As licenças de emissão constituintes da reserva que não venham a ser utilizadas são
Análise do Sistema Energético Português
Cap. 4 – Legislação Ambiental e o Sector Energético 71
anuladas no final do seu período de aplicação.
A atribuição de reserva a novas instalações será realizada por ordem cronológica do pedido
dos títulos e atribuídas gratuitamente.
O conceito de nova instalação é “o investimentos em instalações que aumentem em pelo
menos 10% a capacidade produtiva, sem substituição integral de todo o equipamento sem
alteração do espaço de implementação, desde que o investimento se traduza em eficiência
global do processo mas implicando, por virtude do aumento de capacidade, uma maior
necessidade de energia. Por outro lado, sempre que a capacidade de produção esteja
condicionada por imposições legais (de que se dá como exemplo as instalações de
produção de leite e de tomate associadas ao PAC - Politica Agrícola Comum) e sempre que
essa capacidade sofra um incremento não inferior a 10%, por alteração de regimes legais
aplicáveis, a instalação abrangida poderá igualmente recorrer à figura de nova instalação.”
As empresas que encerrarem a sua actividade durante o período de 2008-2012 terão
automaticamente canceladas as licenças de emissão, e essas licenças revertem a favor da
reserva para novas instalações.
4.2.4 Discussão
O PNALE I e II foram elaborados segundo uma filosofia base que não teve em conta os
seus impactos negativos na economia portuguesa, nomeadamente na diminuição da
competitividade da sua indústria.
O PNALE I foi publicado de uma forma apressada e nem sequer previu quaisquer licenças
para novas instalações, num inacreditável exercício que praticamente anulou a
possibilidade de novos investimentos em indústrias intensivas em energia, indo assim
contra as mais elementares regras da concorrência.
O PNALE II, ao basear-se nas “emissões históricas de referência” continua a não utilizar
critérios de eficiência na atribuição das licenças, pois em nenhuma fase são contabilizadas
as emissões específicas das instalações existentes, continuando assim a favorecer de um
modo escandaloso as empresas já existentes, ou seja e no essencial, os actuais
operadores do mercado energético.
Com a diminuição de licenças em 8% (novo PNALE para o período de 2008-2012) a
indústria nacional vai asfixiar, porque as empresas que não aguentarem vão ter que fechar
e os industriais portugueses vão ser forçados a procurar oportunidades em outros países,
países esses onde esta questão ainda não se coloca.
As instalações que precisarem de mais licenças podem sempre compra-las a outros países
que as tenham a mais, a legislação permiti esta situação.
Análise do Sistema Energético Português
72 Cap. 4 – Legislação Ambiental e o Sector Energético
É muito mais vantajoso, mudar as instalações com grandes emissões de gases com efeito
de estufa (e.g industrias de cimentos) para países que não assinaram o Protocolo de
Quioto. Pois é mais vantajoso economicamente para a instalação e por outro lado podem
vender as suas licenças de emissão. O que acontece é que as instalações continuam a
emitir GEE, e a emitir mais como é indicado a seguir.
A seguir indico um caso muito real que aconteceu e continua a acontecer no momento de
uma empresa de cimentos “Secil” .
O presidente executivo da Secil, Carlos Alves numa entrevista ao jornal EXPRESSO
afirmou que [28]:
“ a União Europeia está a promover a deslocalização da produção de cimento, que também
contribui para o aumento das emissões de CO2”
“quando o cimento é fabricado em países que não subscreveram o Protocolo de Quioto, a
produção é menos eficiente e até o transporte de clínquer para estes países obriga a uma
emissão adicional de 10 a 20% de CO2”.
“Mas o peso já é tal que em vez de comprar, a Secil vendeu licenças de emissão de CO2
em 2006”
“É uma questão política e não técnica e um elemento fundamental para reduzirmos as
nossas emissões, mantendo a competitividade”.
Portugal negociou muito mal com Bruxelas no Tratado de Quioto pois um aumento de 27%
das emissões continua a ser muito pouco para as necessidades do país. Uma vez que em
1998 ao país apresentava um nível de emissões muito baixo devido ao facto de estar pouco
desenvolvido.
4.3 COMÉRCIO EUROPEU DE LICENÇAS DE EMISSÃO
A União Europeia criou um regime de comércio de licenças de emissão de gases com efeito
(CELE) de estufa tendo em vista há sua redução na Comunidade de um modo
economicamente eficiente.
A directiva 2003/87/CE do Parlamento Europeu e do Conselho, de 13 de Outubro de 2003,
relativa à criação de um regime de comércio de licenças de emissão de gases com efeito de
estufa na Comunidade, foi mais tarde modificada e transposta para a legislação Nacional
como decreto-lei nº 72/2006, de 24 de Março.
Uma licença de emissão equivale a “uma tonelada de dióxido de carbono ou de qualquer
outro gás com efeito de estufa equivalente durante um determinado período”.
Análise do Sistema Energético Português
Cap. 4 – Legislação Ambiental e o Sector Energético 73
As licenças de emissão representam “direitos de poluir”, e tem por base o historial de
emissões poluentes das instalações. As autorizações de emissão são gratuitas para o limite
autorizado para a instalação.
4.3.1 Domínio de aplicação do CELE
A partir de 1 de Janeiro de 2005, as instalações que realizam uma das actividades
mencionadas na tabela a seguir, devem possuir licenças emitidas para esse efeito pelas
autoridades competentes.
Tabela 4.11 Actividades
Actividades
Actividade no sector da energia
-instalações de combustão com uma potência térmica nominal superior a 20 MW (com excepção de instalações para resíduos perigosos ou resíduos urbanos).
-refinarias de óleos minerais
- fornos de coque
Produção e transformação de metais ferrosos
-instalações de ustulação ou sinterização de minério metálico (incluindo sulfuretos).
-instalação para a produção de gasa ou aço (fusão primária ou secundária), incluindo vazamento continuo, com uma capacidade superior a 2,5 t por hora.
Instalação mineral
-instalações para a produção de clinquer em fornos rotativos com uma capacidade de produção superior a 500t por dia ou de cal em formos rotativos com uma capacidade de produção superior a 50t por dia ou noutros tipos de fornos com uma capacidade de produção superior a 50t por dia.
-instalações de produção de vidro, incluindo fibra de vidro, com uma capacidade de fusão superior a 20t por dia.
-instalações de fabrico de produtos cerâmicos por cozedura, nomeadamente telhas, tijolos, tijolos refractários, ladrilhos, produtos de grés ou porcelanas, com uma capacidade de produção superior a 75 t por dia e ou uma capacidade de
Análise do Sistema Energético Português
74 Cap. 4 – Legislação Ambiental e o Sector Energético
forno superior a 4m3 e uma densidade de carga enformada por forno superior a 300 kg/m3
Outras actividades
Instalações industriais de fabrico de:
Pasta de papel a partir de madeira ou de outras substâncias fibrosas.
Papel e cartão com uma capacidade de produção superior a 20t por dia.
As instalações abrangidas pela Directiva relativa ao Comércio Europeu de Licenças de
Emissão são as instalações que “incluam um ou mais equipamentos estacionários nos
quais ocorra um processo de combustão e que, no seu conjunto, no mesmo local e sobre a
responsabilidade do mesmo operador, tenham uma potência térmica nominal superior a 20
MWth”. Se o mesmo operador exercer várias actividades as capacidades das diversas
instalações correspondentes a essas dessas actividades devem ser somadas.
4.3.2 Pedidos de título de emissão de gases com efeito de estufa
O pedido de título de emissão de gases com efeito de estufa deve ser instruído com os
seguintes elementos: identificação do operador, descrição da instalação e das suas
actividades, descrição das matérias-primas e das matérias secundárias susceptíveis de
produzir emissão de gases com efeito de estufa utilizadas na instalação, descrição das
fontes de emissão de gases com efeito de estufa existentes na instalação, descrição da
metodologia de monitorização e comunicação de informações sobre emissões.
O pedido de título de emissão deve constar de impresso de modelo aprovado por portaria
conjunta dos membros do Governo responsáveis pelas áreas do ambiente e da economia.
4.3.3 Condições e conteúdos do título de emissão de gases com efeito de estufa
O Instituto do Ambiente emite o título de emissão de gases com efeito de estufa, que
permite a emissão dos gases constantes da tabela anterior para uma parte ou para a
totalidade de uma instalação, mediante prova de que o operador é capaz de monitorizar e
comunicar as informações relativas a emissões.
O título de emissão de gases com efeito de estufa pode abranger uma ou mais instalações
no mesmo local, exploradas pelo mesmo operador.
O título de emissão de gases com efeito de estufa deve conter os seguintes elementos:
a) Nome e endereço do operador;
Análise do Sistema Energético Português
Cap. 4 – Legislação Ambiental e o Sector Energético 75
b) Descrição das actividades e emissões da instalação;
c) Indicação dos requisitos de monitorização, especificando a metodologia e a frequência do
exercício dessa monitorização;
d) Indicação das regras de comunicação de informações; e
e) Indicação da obrigação de devolver ao Instituto do Ambiente licenças de emissão
correspondentes ao total das emissões da instalação em cada ano civil, verificadas em
conformidade com o artigo 23.o, no prazo de quatro meses a contar do termo do ano em
causa.
O modelo do título de emissão é aprovado por portaria conjunta dos membros do Governo
responsáveis pelas áreas do ambiente e da economia.
4.3.4 Gestão das licenças
Cada Estado-Membro faz um plano nacional considerando os critérios indicando as licenças
que tenciona conceder no período definido, bem como a forma como pensa atribui-las a
cada instalação.
“95% das licenças relativas ao primeiro período de três anos são atribuídas gratuitamente
às instalações. No que se refere ao período de cinco anos com início em 1 de Janeiro de
2008, os Estados-Membros distribuem 90% das licenças a título gratuito.”
4.3.5 Monitorização e comunicação das emissões
No final do ano, os responsáveis pelas instalações devem declarar à autoridade competente
as emissões de gases com efeito de estufa produzida pela instalação durante o ano.
Será realizada uma verificação das declarações apresentadas pelos responsáveis das
instalações. A instalação deixará de poder transferir licenças até que a sua declaração seja
considerada satisfatória.
4.3.6 Sanções
As instalações que até 30 de Abril, não devolverem o número de licenças equivalente às
suas emissões do ano anterior deverão pagar uma multa pelas emissões ultrapassadas.
O valor da multa é de “100 euros por tonelada de equivalente dióxido de carbono (40 euros
durante o período de três meses com início em 1 de Janeiro de 2005) e não dispensa o
operador da obrigação de devolver um número de licenças de emissão equivalente às suas
Análise do Sistema Energético Português
emissões excedentárias.
4.3.7 Discussão
O mercado de licenças de emissão de CO2 exibiu grandes oscilações em 2006. Em Abril de
2006 após a divulgação sobre a impossibilidade de transferir para o 2º período (2007-2012),
as licenças atribuídas ao primeiro período (2005-2007) e ainda a possibilidade de haver um
excesso de oferta nesse período, as licenças caíram drasticamente em quase 20€/t. As
restantes oscilações devem-se ao facto dos países de Leste (beneficiados no PQ) terem
muitas licenças em excesso fragilizando os preços.
No mercado de futuros de contratação bilateral os preços das licenças com vencimento em
Dezembro de 2007 (“EUA Dezembro 2007”) e em Dezembro de 2008 (“EUA Dezembro
2008”) divergiram significativamente a partir de Setembro, com forte descida dos primeiros
6,6€/t no final de 2006, enquanto que os segundos subiram, atingindo 18,3€/t na mesma
data. [30].
Figura 4.9 Preço de fecho das licenças do CELE [30]
76 Cap. 4 – Legislação Ambiental e o Sector Energético
Análise do Sistema Energético Português
5 CONCLUSÕES
Quase trinta e cinco anos após o primeiro choque petrolífero e a revolução de Abril, o
sistema energético continua a ser o tendão de Aquiles da economia Portuguesa. A
dependência energética do exterior tem-se mantido a um nível muito elevado, em redor dos
85% e, no corrente ano de 2007, a importação bruta de energia deverá aproximar-se dos
9000 M€.
A oferta de energia continua a ser dominada pelas mesmas duas empresas, já parcialmente
privatizadas, mas cujas administrações continuam a ser controladas pelo Governo do
momento e com a frequente atribuição de cargos político-partidários. Aliás, nos últimos
anos, talvez devido ao aumento brutal nos preços da energias primárias, os Governos
Portugueses têm voltado a ter uma atitude centralizadora em relação ao sector energético, o
que tem retirado transparência ao mercado e criado alguma instabilidade, levando a uma
restrição em certos tipos de investimentos.
No entanto, houve e estão a decorrer algumas evoluções significativas e positivas onde há a
salientar as seguintes:
- A introdução do Gás Natural a partir de 1997. A criação desta importante infra-estrutura
veio permitir uma muito necessária diversificação das fontes de energia primária. Apesar de
ser uma forma de energia totalmente importada, o crescente consumo de GN veio permitir
que a dependência do petróleo baixasse dos 60% pela primeira vez em várias décadas. Mas
a aposta exagerada em novas centrais térmicas a utilizar este combustível poderá levar a
riscos muito elevados associados ao seu fornecimento, num futuro próximo [31]
- Grande sucesso na implementação da Energia Eólica, sobretudo desde 2003. A produção
de energia eléctrica a partir desta fonte vai continuar a crescer significativamente nos
próximos anos, aproximando-se dos valores de produção das grandes centrais
hidroeléctricas e vai ser o principal contribuinte para a redução da nossa dependência
energética. Infelizmente este programa está a decorrer à custa de um exagerado subsídio à
sua tarifa – actualmente cerca do dobro do preço médio negociado no mercado grossista do
MIBEL- acompanhado de uma grande centralização e politização na atribuição das licenças.
-Cogeração. A produção combinada de calor e electricidade teve um grande
desenvolvimento ao longo da primeira metade da década de 90 e por alturas da mudança
do milénio, com novas unidades a GN, tendo atingido os 12% do total do consumo de
energia eléctrica. A situação actual é de alguma estagnação, pelo que o objectivo de cerca
de 20% não deverá ser atingido até 2010.
Cap. 5 – Conclusões 79
Análise do Sistema Energético Português
Infelizmente também houve alguns sectores que se destacaram pela negativa. O mais
evidente foi talvez a interrupção no programa de construção de barragens no início dos anos
noventa. Este já grande atraso demorará pelo menos mais uma década para ser
recuperado. Actualmente estima-se que Portugal apenas aproveita 65% dos seus recursos
hídricos.
Ao nível da procura de energia, o nosso país tem sido um dos membros europeus cujos
consumos mais têm crescido, o que não deixa de ser relativamente normal, face aos ainda
reduzidos consumos e emissões per capita. Em termos de energia final, o sector mais
consumidor de energia é o dos transportes (36,7%), seguido da indústria transformadora
(29,3%), do sector doméstico (16,8%) e do sector dos serviços (13,1%), dados de 2004.
Este último sector é o que tem apresentado um maior crescimento relativo.
Quanto aos principais indicadores energéticos, existe a opinião generalizada de que os
valores apresentados pela sociedade portuguesa são os piores da UE, o que não é de todo
verdade. Embora as intensidades energéticas tenham continuado a subir ligeiramente nos
últimos anos, os seus valores absolutos ficam em geral a “meio da tabela”, se entrar em
conta com os valores do PIB corrigidos em paridade de poder de compra (PIBPPC), como é
recomendado pela Agência Internacional da Energia (AIE). O sector dos transportes
também tem sido muito criticado mas os parques automóvel português é o que apresenta
menores emissões específicas, no conjunto dos países da UE. Quanto à produção de
energia eléctrica a partir de fontes renováveis, somos actualmente o terceiro melhor
classificado, logo atrás da Áustria e da Suécia. A anterior quota de 39% de produção no
consumo total de electricidade até 2010 deverá ser ultrapassada tendo o Governo
anunciado recentemente uma nova meta de 45%.
A legislação que foi publicada ao longo da última década tem sido dominada por questões
ambientais no âmbito do Protocolo de Quioto, estando já a afectar a economia em geral e o
sector da indústria transformadora em particular. O acordo inter-europeu, o famoso Burden
Sharing Agreement, ao limitar o aumento das emissões de GEE’s permitidas a Portugal a
27%, foi particularmente injusto para o nosso país. Segundo um estudo efectuado na
Universidade de Leuven [32] tendo apenas por base a maximização da eficiência económica
na UE15 (mas mantendo o objectivo global de redução de 8,6%) o valor do aumento
permitido a Portugal deveria ter sido de 42%. Se introduzir o factor adicional da igualdade na
distribuição de riqueza, o que é defendido pelos seus autores, esse valor ainda deveria ter
sido incrementado até aos 70%.
Para além disso, a legislação tem sido frequentemente uma fonte de instabilidade e criação
de injustiças. Não é aceitável, por exemplo, que enquanto a classe média-alta dos grandes
80 Cap. 5 – Conclusões
Análise do Sistema Energético Português
centros urbanos tem acesso ao GN pagando apenas um IVA reduzido de 5%, os cidadãos
das deprimidas regiões do interior se vejam obrigadas a utilizar GPL ou gasóleo de
aquecimento, pagando o famoso ISP acrescido de IVA a 21%. Um outro bom exemplo é a
publicação do PNAC e das suas medidas adicionais: um plano leviano e incoerente que dá s
sensação de ter sido escrito “em cima do joelho”, com a atribuição de licenças de emissão a
ser baseada em valores históricos, em vez de índices de eficiência energética, e
bloqueando, na prática, a possibilidade de novos investimentos em indústrias intensivas em
energia.
A política energética tem dado demasiada ênfase ao sector da oferta da energia em prejuízo
da procura e do consumo. Os programas de incentivo à conservação de energia têm tido
impacto reduzido, sobretudo no sector residencial e de serviços. Por exemplo, a utilização
da energia solar térmica, sem qualquer dúvida a mais promissora ao nível do pequeno
consumo, continua a apresentar índices de penetração ridículos, quando comparados com
os valores na maioria dos outros países europeus.
Os cidadãos portugueses deverão assim interrogar-se sobre se a política energética que
tem sido seguida, muito restritiva ao investimento e continuando a favorecer, do lado da
oferta, as duas empresas dominadoras do mercado, é a que melhor convém aos seus
superiores interesses.
Até que ponto esta política tem influenciado a estagnação económica a que temos vindo a
assistir, com a contínua deslocalização de empresas e o aumento do desemprego, em forte
contraste com o forte desenvolvimento de alguns dos nossos vizinhos do Sul da Europa
(e.g. Espanha, Grécia).
Infelizmente, a autor desconhece a existência de qualquer estudo português, que analise o
impacto da actual e restritiva política energética, no desenvolvimento económico e social de
Portugal.
Cap. 5 – Conclusões 81
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