Sistema Energético Português - dem.uminho.pt · tempos da revolução industrial. A situação agravou-se seriamente após a primeira crise petrolífera de 1973 e, desde então,

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


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


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


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


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


1 INTRODUÇÃO

Cap. 1 – Introdução 1


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


2 BREVE HISTÓRIA DA ENERGIA

Cap. 2 – Breve História da Energia 5


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



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


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]




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.


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.




dependência

0

10

20

30

40

50

6018

90

1895

1900

1905

1910

1915

1920

1925

1930

1935

1940

1945

1950

1955

1960

1965

1970

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


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,




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


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




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


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




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


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




TOE /CAPITA DOS PAÍSES

0

4

8

12

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alta

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PAÍSES ( EU 25)

TOE/

CAPI

TA

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.


3 OFERTA E PROCURA DE ENERGIA

Cap. 3 – Oferta e Procura de Energia 21


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:



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


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.



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]



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).



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]



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].



0

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15

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25

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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



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.



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.



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



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.



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.



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].



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%.



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



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. 4 – Legislação Ambiental e o Sector Energético 41

4 LEGISLAÇÃO AMBIENTAL E O SECTOR ENERGÉTICO



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].

http://pt.wikipedia.org/wiki/Infra-vermelha

http://pt.wikipedia.org/wiki/Mol%C3%A9cula


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]


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.



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).



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



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.



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.



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.



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]



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




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.



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


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




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



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



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



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.



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 .



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.


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,




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



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.”


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




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;


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.



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]


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


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 ×+

=




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



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.



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”.

http://eur-lex.europa.eu/smartapi/cgi/sga_doc?smartapi!celexplus!prod!DocNumber&lg=pt&type_doc=Directive&an_doc=2003&nu_doc=87



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



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;



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


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]



5 CONCLUSÕES

Cap. 5 – Conclusões 77


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.



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


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.


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Sistema Energético Português - dem.uminho.pt · tempos da revolução industrial. A situação agravou-se seriamente após a primeira crise petrolífera de 1973 e, desde então,