Resolução do Conselho de Ministros n.º 20/2013 — Aprova o Plano Nacional de Ação para a Eficiência Energética para o período 2013-2016 e o Plano Nacional de Ação para…

Além da seleção de indicadores agregados top-down serão avaliados outros que possam também auxiliar o processo de monitorização da implementação das medidas.

Indicadores Top-Down para os Transportes

TABELA 69

Indicadores Top-Down no setor dos Transportes

([ver documento original](https://files.diariodarepublica.pt/1s/2013/04/07000/0202202091.pdf))

Indicadores Top-Down para o Residencial e Serviços

TABELA 70

Indicadores Top-Down no setor Residencial e Serviços

([ver documento original](https://files.diariodarepublica.pt/1s/2013/04/07000/0202202091.pdf))

Indicadores Top-Down para a Indústria

TABELA 71

Indicadores Top-Down no setor Indústria

([ver documento original](https://files.diariodarepublica.pt/1s/2013/04/07000/0202202091.pdf))

Indicadores Top-Down para o Estado

TABELA 72

Indicadores Top-Down no setor Estado

([ver documento original](https://files.diariodarepublica.pt/1s/2013/04/07000/0202202091.pdf))

Indicadores Top-Down para os Comportamentos

TABELA 73

Indicadores Top-Down no setor dos Comportamentos

([ver documento original](https://files.diariodarepublica.pt/1s/2013/04/07000/0202202091.pdf))

(1) Foi considerado para a simulação relativa aos benefícios energéticos a alcançar até 2016, um preço médio de 76,9 (euro)/Barril. Para 2020 a redução da importação de petróleo foi calculada a um custo médio de 86,2 (euro)/Barril.

PARTE II — Estratégia para as Energias Renováveis - PNAER 2020

A Estratégia para as Energias Renováveis está integrada numa nova visão para 2020 do setor energético, que aposta nas sinergias resultantes da articulação das estratégias para a procura e oferta de energia, objeto do PNAEE e do PNAER, respetivamente, garantindo a sustentabilidade de preços.

A aposta forte no passado recente em meios de produção baseados em FER e em centrais de ciclo combinado a gás natural conduziu, nas atuais condições de retração da procura, a um desequilíbrio entre a capacidade de produção e o consumo de energia, traduzindo-se numa oferta excessiva com índices de cobertura bastante elevados. No entanto, as consequências para a economia nacional só se tornaram realmente visíveis a partir do final da década passada, resultado da acumulação de desequilíbrios macroeconómicos e de debilidades estruturais ao longo de vários anos.

Neste cenário, e perante uma intensidade energética da economia produtiva superior à média da União Europeia, há necessidade de intensificar esforços na atuação direta sobre a energia final, âmbito do PNAEE, em consequência do menor custo marginal de cumprimento das metas de eficiência energética relativamente ao custo marginal de cumprimento do objetivo de difusão de FER no cômputo geral do consumo final de energia. No entanto, e apesar de se prever uma redução de 18% na capacidade instalada em tecnologias baseadas em FER em 2020 face ao PNAER de 2010, a quota de eletricidade de base renovável no novo PNAER é superior (60% vs. 55%), tal como a meta global a alcançar, que deverá situar-se em cerca de 35% (face à meta de 31%).

Neste contexto, com o mesmo horizonte temporal do PNAEE 2016 e tendo já em conta os efeitos estimados da implementação das medidas constantes deste plano, o PNAER 2020 é definido em função do cenário atual de excesso de oferta decorrente de uma redução da procura, de forma a adequar e a mitigar os custos inerentes, tendo por objetivo principal rever o peso relativo de cada uma das FER no mix energético nacional e respetivas metas de incorporação a atingir em 2020, de acordo com o seu custo de produção (levelized cost of energy) e consequente potencial de funcionamento em regime de mercado.

Em conformidade, estabelece-se uma seleção mais criteriosa dos apoios, os quais devem ser direcionados para as FER com maior maturidade tecnológica e racionalidade económica para Portugal, deixando o apoio a tecnologias de menor maturidade para os instrumentos de promoção de Investigação e Desenvolvimento (I&D), nacionais, europeus, e ou internacionais de modo a libertar os consumidores de eletricidade do financiamento do investimento adicional em tecnologias experimentais, sem prejuízo dos projetos que, casuisticamente e na sequência de uma análise custo-benefício e comparação com benchmarks internacionais, se venham a revelar vantajosos para a economia nacional.

Para tal, e como se lê na comunicação da Comissão Europeia «Energias Renováveis: um Agente Decisivo no Mercado Europeu de Energia», adotada em 6 de junho de 2012, «(u)m bom exemplo é o regime «NER 300», que utiliza receitas dos leilões do regime de comércio de licenças de emissão da UE para fomentar a demonstração e a implantação precoce de tecnologias inovadoras de produção de energia por fontes renováveis», o que permite assegurar a existência de mecanismos de apoio próprios para as tecnologias em fase de I&D.

Tal objetivo não põe em causa a importância das FER na promoção de um mix energético equilibrado, que reforce a segurança de abastecimento e diminua o risco da variabilidade do preço de determinadas commodities e respetivas implicações na fatura energética nacional. Com efeito, atualmente, mais de 45% da eletricidade produzida em Portugal é baseada na utilização de FER e cerca de 25% do consumo final de energia é satisfeito com recurso a energias renováveis. Portugal apresenta, aliás, um dos melhores registos históricos a nível europeu no cumprimento da incorporação de FER no consumo bruto de energia: em 2010, à luz dos objetivos para 2020 então existentes, reportou 34,5% de FER no eixo de aquecimento e arrefecimento (objetivo de 30,6%), 41,1% na eletricidade (objetivo de 55,3%), 5,5% nos transportes (meta de 10,0%) e 24,6% no consumo final bruto de energia (meta de 31,0%).

No entanto, a virtude da aposta nas FER, num quadro de desenvolvimento de baixo carbono, tem de ser enquadrada na conjuntura atual e nas recentes projeções macroeconómicas. As novas projeções, definidas no final de 2011, perspetivam um PIB em 2020 inferior em pelo menos 8% ao assumido no PNAER em 2010, exigindo uma revisão dos pressupostos de consumo de energia primária e final e, consequentemente, das necessidades reais em termos de eficiência energética e energias renováveis para o cumprimento das metas europeias. Assim, no contexto atual, e face ao PNAEE, várias medidas que constam do PNAER de 2010 justificam uma revisão, nomeadamente medidas relacionadas com os incentivos à instalação de potência adicional FER, sobretudo aquelas baseadas em tecnologias ainda pouco competitivas.

O PNAER adequa, assim, a evolução da futura capacidade de produção e das escolhas tecnológicas a uma lógica de racionalidade económica e de livre iniciativa dos promotores, cujas decisões de investimento deixam de estar dependentes de mecanismos de subsídio ou de remuneração garantida e de mitigação de risco, em conformidade com o regime introduzido pelo Decreto-Lei n.º 215-B/2012, de 8 de outubro.

2.1 Metas e Cenários

A Diretiva Energias Renováveis estabelece, no seu artigo 4.º, a obrigação de cada Estado-Membro aprovar e notificar à Comissão um plano nacional de ação para as energias renováveis, fixando os objetivos nacionais para as quotas de energia proveniente de fontes renováveis consumida pelos setores da eletricidade, do aquecimento e arrefecimento e dos transportes no horizonte de 2020.

Apenas a meta setorial para os transportes (10%) é vinculativa, não prevendo a Diretiva meta obrigatórias específicas para o setor da eletricidade ou para o setor do aquecimento e arrefecimento.

O Decreto-Lei n.º 141/2010, de 31 de dezembro, que transpôs parcialmente a referida Diretiva, estabeleceu, no artigo 2.º, as metas nacionais para a utilização de energia proveniente de fontes renováveis no consumo final bruto de energia e no consumo energético nos transportes em 2020, correspondentes a 31% e a 10%, respetivamente, que são assumidas no PNAER.

O PNAER estabelece as trajetórias de introdução de FER de acordo com o ritmo da implementação das medidas e ações previstas em cada um dos setores referidos: i) eletricidade, ii) aquecimento e arrefecimento e iii) transportes. Para tal, identifica e descreve as medidas específicas setoriais, bem como as medidas gerais necessárias para alcançar os compromissos globais nacionais.

A Diretiva Energias Renováveis estipula que o cálculo da meta global de incorporação de FER é feito com base no consumo final bruto de energia, o que significa que ao consumo final de energia é necessário somar o autoconsumo das centrais elétricas e as perdas no transporte de energia.

Adicionalmente, são considerados dois cenários: um Cenário de Referência, que não contempla os efeitos das medidas de eficiência energética, e um Cenário de Eficiência Energética Adicional, que considera os impactos das medidas de eficiência energética previstas no PNAEE 2016. A figura seguinte representa a evolução expectável do consumo final bruto de energia para os dois cenários considerados.

FIGURA 5

Evolução prevista do consumo final bruto de energia (ktep)

([ver documento original](https://files.diariodarepublica.pt/1s/2013/04/07000/0202202091.pdf))

As projeções do consumo energético no Cenário de Referência e no Cenário de Eficiência Energética Adicional foram calculadas com base no modelo LEAP (Long Range Energy Alternatives Planning System), programado para ter como referência o ano de 2010, tendo por base toda a informação estatística do setor energético existente até esta data.

QUADRO 1

Consumo final bruto de energia previsto em aquecimento e arrefecimento, eletricidade e transportes até 2020, tendo em conta os efeitos das medidas em matéria de eficiência energética e poupança de energia 2010-2020 (ktep)

([ver documento original](https://files.diariodarepublica.pt/1s/2013/04/07000/0202202091.pdf))

2.2 Linhas de Ação

As linhas de ação do PNAER 2020 centram-se no cumprimento da meta de 10% no eixo dos Transportes, bem como na identificação das tecnologias que devem ter prioridade de entrada no sistema, caso seja necessária potência adicional para a produção de energia elétrica proveniente de FER, tendo em conta os novos regimes remuneratórios previstos no artigo 33.º-G do Decreto-Lei n.º 215-B/2012, de 8 de outubro.

No eixo dos Transportes, as alavancas para o cumprimento de incorporação FER passam pela promoção de veículos elétricos e pelo aumento de incorporação de biocombustíveis de 1.ª geração (e.g. biodiesel - FAME e bioetanol) ou de gerações superiores (e.g. HVO). Embora o potencial do veículo elétrico não seja negligenciável, a mais recente estimativa de introdução do mesmo no mercado automóvel revela uma contribuição potencial de apenas 1,2% para a meta dos 10%, colocando a pressão sobre a incorporação de biocombustíveis.

Apesar da obrigatoriedade de incorporação de 10% constante do Decreto-Lei n.º 117/2010, de 25 de outubro, considera-se que as limitações técnicas de incorporação de biocombustíveis da 1.ª geração e os custos de gerações superiores sobre o consumidor final não devem ser negligenciados, pelo que será considerada a possibilidade de aumento de incorporação de bioetanol de 1.ª geração na gasolina para 5% em teor energético, assim como do biodiesel de 1.ª geração no gasóleo para 10% em volume.

No eixo da Eletricidade, uma análise de potencial técnico das tecnologias mais competitivas revela a existência de um potencial comprovado de 4 GW de potência FER para além dos licenciamentos previstos, sendo que, pelo menos, 1 GW adicional de potência eólica poderá ser promovido sem perdas significativas de energia renovável, garantido pelos sistemas de bombagem previstos no Programa Nacional de Barragens de Elevado Potencial Hidroelétrico (PNBEPH). Um estudo detalhado dos custos nivelados das tecnologias FER (levelized cost of energy), assim como a sua evolução até 2020, permite a construção de uma ordem de mérito tecnológica para o futuro.

Em relação ao eixo do Aquecimento e Arrefecimento, é expectável que os níveis de introdução de FER aumentem até 2020 sem necessidade de investimentos públicos adicionais, pela natural substituição de equipamentos e consequente redução do consumo energético, ou pela continuidade de algumas políticas ainda em vigor, nomeadamente os regulamentos RCCTE e RSECE, que obrigam, entre o mais, à instalação de painéis solares em toda e qualquer nova construção e em remodelações de valor superior a 25% do imóvel.

Como foi já referido, no cenário de consumo revisto e face ao PNAEE 2016, várias medidas que constam do PNAER de 2010 são objeto de revisão, nomeadamente medidas relacionadas com os incentivos à instalação de potência adicional FER, sobretudo em tecnologias ainda pouco competitivas:

2.3 Setores e Medidas

As principais medidas a vigorar no PNAER 2020 relativas à promoção da utilização de FER nos diferentes setores constam do quadro seguinte:

QUADRO 2

Medidas previstas e em vigor, por setor

([ver documento original](https://files.diariodarepublica.pt/1s/2013/04/07000/0202202091.pdf))

A meta de Portugal para a quota de energias renováveis no consumo final bruto de energia para 2020 é de 31,0% - a quinta mais elevada da UE - e reflete essencialmente dois aspetos: i) o caminho já percorrido na promoção das FER que colocam Portugal numa posição de liderança em capacidade instalada térmica e elétrica e ii) o potencial existente para o desenvolvimento de novos projetos.

3.1 Eletricidade

A contribuição de FER para a produção de eletricidade tem conhecido um grande desenvolvimento ao longo da última década, como se pode verificar pelos gráficos das figuras 6 e 7. A energia hídrica desempenha um papel muito importante no mix de produção de eletricidade em Portugal, embora na última década tenham adquirido importância novas FER, como a energia eólica e, mais recentemente, a energia solar. Em 2011, Portugal contava com 10.623 MW de potência FER instalada, 119% acima do valor registado em 2000 e 10% acima da potência instalada em 2010. Esta potência FER instalada permitiu gerar 48% do total da produção bruta de eletricidade nacional, verificando-se um aumento bastante significativo quando comparado com o início da década, em que apenas 31% da produção bruta de eletricidade foi satisfeito por FER.

FIGURA 6

Histórico da evolução da potência instalada FER em Portugal

([ver documento original](https://files.diariodarepublica.pt/1s/2013/04/07000/0202202091.pdf))

Fonte: DGEG

FIGURA 7

Histórico da evolução da produção real de energia elétrica a partir de FER em Portugal

([ver documento original](https://files.diariodarepublica.pt/1s/2013/04/07000/0202202091.pdf))

Fonte: DGEG

O quadro seguinte reflete as estimativas do contributo total das diferentes tecnologias FER para cumprimento dos objetivos fixados para Portugal, tendo em conta a disponibilidade dos recursos, a maturidade das tecnologias, os instrumentos e compromissos específicos aplicáveis a cada FER e a respetiva calendarização para a introdução das várias medidas de promoção das FER. Os valores estimados indicam um crescimento médio anual no período 2010-2020 de 5% para a potência instalada e 1% para a produção de energia elétrica.

QUADRO 3

Estimativa do contributo total de cada tecnologia baseada em FER para alcançar os objetivos obrigatórios de 2020 e trajetória indicativa das quotas provenientes de FER no setor da eletricidade em 2010-2014

([ver documento original](https://files.diariodarepublica.pt/1s/2013/04/07000/0202202091.pdf))

De salientar que o Quadro 3 apresenta a estimativa do contributo total de cada tecnologia baseada em FER para alcançar os objetivos obrigatórios de 2020, mas não inclui os projetos de produção de energia com base em fontes renováveis que irão ser realizados ao abrigo do Decreto-Lei n.º 215-B/2012, de 8 de outubro, sem sobrecustos para o SEN, e cuja disseminação contará com a disponibilização de fundos comunitários.

A meta de FER no consumo final bruto de energia em 2020 será cumprida através da incorporação de 59,6% de energia renovável na eletricidade. Para tal, em 2020, Portugal deverá registar um total de 15.824 MW de potência instalada, que, face ao valor verificado em 2011 (ano em que se registou um total de potência renovável instalada 10.623 MW), corresponde a um aumento de 49%. Em termos de energia elétrica produzida a partir de FER, o aumento previsto para o horizonte de 2020 será de 29%, correspondente a 32.300 GWh, face aos 24.983 GWh registados em 2011.

FIGURA 8

Evolução estimada da capacidade instalada FER

([ver documento original](https://files.diariodarepublica.pt/1s/2013/04/07000/0202202091.pdf))

FIGURA 9

Evolução estimada da produção de eletricidade FER

([ver documento original](https://files.diariodarepublica.pt/1s/2013/04/07000/0202202091.pdf))

FIGURA 10

Evolução da entrada de nova capacidade a partir de FER no sistema eletroprodutor nacional

([ver documento original](https://files.diariodarepublica.pt/1s/2013/04/07000/0202202091.pdf))

3.1.1 Energia Eólica

Nos últimos anos tem vindo a verificar-se um forte desenvolvimento da energia eólica em Portugal, tendo a potência instalada aumentado dos 1.063 MW em 2005 para 4.378 MW em 2011. Esta progressão da potência instalada tenderá a abrandar até 2020, dado o abrandamento da procura de energia. Neste cenário, prevê-se que se encontrem instalados, até 2020, 5.300 MW de potência eólica, sendo 5.273 MW referentes a potencial eólico onshore.

Parte da aposta na energia eólica deve-se à possibilidade da criação de sinergias entre hídrica reversível e eólica, de forma a otimizar os recursos endógenos e assegurar maior eficácia da gestão do sistema eletroprodutor. Prevê-se ainda a instalação de mais 400 MW de potência, através da simplificação dos procedimentos para a instalação do sobreequipamento dos parques atualmente existentes, proporcionada pelo Decreto-Lei n.º 51/2010, de 20 de maio, de modo a aumentar a respetiva disponibilidade, com vantagens para a gestão das infraestruturas de rede. O mesmo diploma revê ainda os respetivos regimes remuneratórios e prevê a obrigação de instalação de equipamentos destinados a suportar cavas de tensão.

A exploração do potencial eólico offshore deverá ter, até 2020, pouca expressão na contribuição para a produção de energia elétrica, na medida em que a exploração deste recurso se encontra ainda dependente do desenvolvimento tecnológico e da viabilidade económica dos respetivos equipamentos e sistemas, incluindo infraestruturas de apoio. De entre as tecnologias existentes, as estruturas flutuantes de suporte das torres são as que mais se adequam às condições da costa portuguesa, de elevada batimetria, encontrando-se já em fase de testes, tendo sido instalado um protótipo de 2 MW, que até ao momento tem apresentado um bom desempenho.

Prevê-se a continuidade deste projeto (Windfloat) durante o período de aplicação do presente Plano, através da instalação de uma potência de 27 MW, que servirá essencialmente para fins de investigação, desenvolvimento tecnológico e demonstração pré-comercial. Para tal, existe já financiamento assegurado através do instrumento financeiro NER300, gerido conjuntamente pela Comissão Europeia, o Banco Europeu de Investimento e os Estados-Membros.

3.1.2 Energia Hídrica

Desde os anos 40 que Portugal tem na energia hídrica uma das suas maiores apostas, não tendo, no entanto, alcançado ainda um aproveitamento adequado do seu potencial hídrico. Com o objetivo de alterar esta situação, aumentando a capacidade de produção hídrica, foi elaborado, em 2007, o PNBEPH.

O PNBEPH procurou identificar e definir prioridades para os investimentos a realizar até 2020 em aproveitamentos hidroelétricos. Atualmente, a capacidade instalada desta tecnologia FER é de 4.975 MW.

A implementação do PNBEPH, bem como o aumento de capacidade de algumas barragens já existentes, aponta para um incremento da capacidade reversível instalada, o que permitirá uma melhor gestão da produção eólica no vazio.

A Tabela 74 mostra o cronograma com as datas previstas para a entrada em exploração das novas barragens até 2020, estando previsto um total de potência instalada de 8.536 MW, do qual 4.004 MW diz respeito a capacidade reversível.

TABELA 74

Cronograma de entrada em serviço de novos centros produtores hídricos e reforços de potência

([ver documento original](https://files.diariodarepublica.pt/1s/2013/04/07000/0202202091.pdf))

Fonte: DGEG

No que respeita às centrais mini-hídricas (até 10 MW), pretende-se atingir, em 2020, uma potência instalada de 400 MW. Em particular, existe a intenção de introduzir a curto prazo um regime simplificado de atribuição de pontos de interligação, instalações de pequena e média potência integradas em sistemas de abastecimento de águas, sistemas de águas residuais e canais de rega.

3.1.3 Energia Solar

A aposta na energia solar tem um papel importante no sentido de aumentar a produção descentralizada de eletricidade pelo facto de o seu ciclo de produção se adequar aos períodos de maior consumo de energia, bem como pelo potencial que Portugal dispõe em termos de disponibilidade de recurso e de capacidade de investigação e desenvolvimento tecnológico (I&DT). Neste sentido, além da continuação do programa de microprodução, foi criado, em 2011, o programa para a miniprodução, com o objetivo de instalar cerca de 250 MW até 2020, dirigido essencialmente aos setores dos serviços (escolas, edifícios públicos e grandes armazéns de distribuição) e indústria, para uma gama de potências até 250 kW, consoante as tecnologias em causa.

Em função da evolução da procura e da evolução tecnológica, poderá ser estudado o alargamento da miniprodução a potências superiores. Por outro lado, de modo a melhorar a operacionalidade e a oferta de capacidade do Programa Renováveis na Hora e com o objetivo de instalar mais 80 MW em microprodução até 2020, prevê-se a fusão destes dois regimes de forma a simplificar procedimentos e racionalizar os custos associados.

A construção de centrais solares com potências superiores dependerá da evolução dos custos das respetivas tecnologias. Apesar disso, no final de 2010 foram lançados 75 concursos para centrais de 2 MW, tendo sido adjudicados 70 lotes, num valor total de potência equivalente a 140 MW.

Por outro lado, espera-se que, até 2015, venham a ser instaladas unidades pré-comerciais de solar fotovoltaico concentrado, com o objetivo de demonstração da viabilidade económica da tecnologia.

Relativamente ao solar termoelétrico concentrado, é expectável que, até 2020, venham a ser instalados cerca de 50 MW.

3.1.4 Biomassa

A biomassa desempenha um papel importante na produção de energia em Portugal. Atualmente, a capacidade instalada é de cerca de 662 MW, dos quais 459 MW em cogeração e 117 MW em centrais dedicadas. Para 2020 prevê-se uma capacidade instalada total de 769 MW.

A contribuir para este aumento de capacidade estão 12 centrais já adjudicadas nos concursos para atribuição de capacidade de produção de eletricidade em centrais a biomassa florestal, as quais se encontram em diferentes fases, estando algumas já em funcionamento. É expectável que a entrada em exploração da maioria destas centrais ocorra até 2015.

A capacidade atribuída em centrais dedicadas será conciliada com a disponibilização de biomassa florestal, sendo agilizada a concentração de potência para a obtenção de economias de escala, sempre que justificável e salvaguardando os equilíbrios intersetoriais e territoriais

3.1.5 Biogás

Importa promover o aproveitamento do biogás de uma forma mais racional e integrada com as políticas agrícolas e ambientais. A utilização de biogás em centrais exclusivamente dedicadas à produção de energia elétrica foi, no passado, a solução dominante para o aproveitamento deste recurso, estando previsto, até 2020, a instalação de uma capacidade de 60 MW. Salienta-se contudo que se têm verificado algumas limitações no aproveitamento útil do calor na proximidade do local em que o biogás é produzido, em parte devido à localização isolada destas centrais, associadas a Estações de Tratamento de Águas Residuais (ETAR), aterros sanitários ou explorações agropecuárias e, como tal, sem consumidores próximos que possam potenciar o aproveitamento do calor gerado para a substituição de consumos térmicos de outras fontes não renováveis. Desta forma, a eficiência deste tipo de valorização pode ser melhor potenciada através da aposta em sistemas de cogeração, pelo que se admite que parte destes 60 MW possam ainda ser alocados a esse tipo de centrais.

A injeção do biogás, na forma de biometano, na rede de GN encontra-se atualmente já prevista no Decreto-Lei n.º 231/2012, de 26 de outubro, que altera o Decreto-Lei n.º 140/2006, de 26 de julho, que remete a definição dos requisitos técnicos, de qualidade e de segurança do biogás, bem como os procedimentos aplicáveis ao licenciamento das respetivas instalações de tratamento e à sua injeção nas infraestruturas do Sistema Nacional de Gás Natural, bem como o seu regime de aquisição para portarias.

Em função dos resultados obtidos na sequência de estudos de avaliação do potencial do biogás a levar a cabo, pode ser equacionado o desenvolvimento de projetos pioneiros e de demonstração.

3.1.6 Energia Oceânica

Dado o potencial disponível ao longo da costa portuguesa na vertente do aproveitamento da energia oceânica, importa promover a aposta neste recurso, dando sequência à instalação dos primeiros protótipos.

Numa primeira fase, foi criada uma zona piloto para o desenvolvimento de projetos baseados no aproveitamento da energia das ondas. A implementação destes projetos tem estado, contudo, condicionada quer pelo modelo de concessão definido pelo Decreto-Lei n.º 238/2008, de 15 de dezembro, nomeadamente no que respeita à assunção dos custos relacionados com os investimentos em infraestruturas de rede, quer pelo nível ainda experimental de desenvolvimento das tecnologias associadas.

Para ultrapassar estes obstáculos está em análise a utilização da zona piloto para outras FER, tais como eólica offshore, gradiente de salinidade, gradiente de temperatura e correntes oceânicas, bem como a alteração do modelo de concessão.

Fora do âmbito da zona piloto encontra-se a funcionar uma central nearshore, na ilha do Pico, nos Açores, com tecnologia 100% nacional, que entrou em pleno funcionamento em 2005.

Encontra-se também em funcionamento um projeto-piloto ao largo de Peniche com base na tecnologia Waveroller.

3.1.7 Energia Geotérmica

Em Portugal, o potencial relativo a este recurso encontra-se limitado à região dos Açores, o qual contribui para a segurança de abastecimento de energia do arquipélago.

Atualmente, a potência instalada na ilha de São Miguel é de 29 MW. Na sequência dos trabalhos de prospeção realizados no campo geotérmico da Ribeira Grande, encontra-se em análise um projeto de expansão da atual capacidade instalada. Na Ilha Terceira estão também em curso estudos que poderão conduzir à instalação de uma central geotérmica.

A tecnologia EGS (Enhanced Geothermal Systems), que permite utilizar a energia térmica das rochas de temperatura elevadas (rochas secas) existentes em grandes profundidades para produção de energia elétrica, pode vir a ser testada em Portugal.

3.2 Aquecimento e Arrefecimento

No setor do aquecimento e arrefecimento a projeção para 2020 é de um aumento de 9% do valor registado em 2010, com um maior contributo do solar térmico, seguido da biomassa.

Neste domínio, destaca-se o papel importante que virá a ter a nova regulamentação relativa à certificação energética dos edifícios, a qual poderá dar um contributo significativo para a promoção das tecnologias de aquecimento, ambiente e AQS, com base na utilização de FER, em especial através da utilização de coletores solares térmicos, caldeiras e recuperadores de calor a biomassa e bombas de calor.

QUADRO 4

Estimativa do contributo total de cada tecnologia baseada em FER para alcançar os objetivos obrigatórios de 2020 e trajetória indicativa das quotas de provenientes de FER no setor do aquecimento e arrefecimento em 2010-2020 (ktep)

([ver documento original](https://files.diariodarepublica.pt/1s/2013/04/07000/0202202091.pdf))

• Prevê-se a partir de 2012 um contributo das bombas de calor renováveis, de momento ainda não quantificável, dado que se aguarda a definição do conceito por parte da Comissão Europeia.

3.2.1 Solar Térmico

Encontram-se atualmente instalados perto de um milhão de m2 de painéis solares térmicos, dois terços dos quais no setor residencial e o remanescente no setor dos serviços.

O esforço realizado na promoção desta tecnologia permitiu alcançar bons resultados, o que se afere pelo aumento do número de equipamentos instalados nos últimos anos. Para este resultado têm contribuído as medidas de incentivo ao investimento, das quais se destacam as atualmente em vigor no âmbito do QREN e do FEE.

Até 2020 prevê-se que estejam instalados cerca de 2.214.282 m2, o que corresponde a uma tcma de 11,5% entre 2010 e 2020.

FIGURA 11

Evolução estimada do parque de novos coletores solares térmicos

([ver documento original](https://files.diariodarepublica.pt/1s/2013/04/07000/0202202091.pdf))

3.2.2 Biomassa

Entre as FER, a biomassa representa a maior percentagem do consumo de energia no aquecimento e arrefecimento (com um peso de 97% em 2010), tendo também um peso significativo no consumo de energia final, correspondente a 7% do total em 2010.

Em 2020 prevê-se que a utilização da biomassa venha ainda a ser incrementada, em especial no setor doméstico, em consequência do aumento expectável do preço dos combustíveis fósseis e da eletricidade.

Será promovida gradualmente a utilização de sistemas a biomassa mais eficientes e de melhor desempenho ambiental, nomeadamente recuperadores de calor e caldeiras a pellets, o que contribuirá para estabilizar o consumo desta FER.

3.2.3 Biogás

Como já referido em 3.1.5, a gradual integração do biogás, sob a forma de biometano, na rede de gás natural conduzirá também a uma valorização desta FER na vertente térmica, quer através do aproveitamento de calor em centrais de cogeração, quer no consumo industrial e doméstico.

3.2.4 Bombas de calor

A contribuição da energia aerotérmica, geotérmica e hidrotérmica captada por bombas de calor para efeitos do cálculo da contribuição destas tecnologias para a quota das FER no setor de Aquecimento e/ou Arrefecimento (A&A) é atualmente nula, uma vez que a definição constante na Diretiva Energias Renováveis ainda não o permite fazer. Aguarda-se que a Comissão Europeia venha a emitir brevemente diretrizes sobre a forma como os Estados-Membros devem estimar os parâmetros para as diferentes tecnologias e aplicações de bombas de calor, tendo em conta as diferenças de condições climáticas.

O futuro regulamento para a eficiência energética dos edifícios pode vir a potenciar a instalação destes equipamentos para fazer face às exigências crescentes de melhoria do desempenho energético dos edifícios.

3.3 Transportes

A aposta na utilização de fontes de energia renovável no setor dos transportes conduz a uma redução da dependência do petróleo e, consequentemente, a uma redução do défice da balança comercial externa, bem como à redução das emissões de CO(índice 2), contribuindo, assim, para o combate às alterações climáticas. Por outro lado, a diversificação das fontes de abastecimento, através da endogeneização da produção de combustíveis, conduz a uma maior segurança do abastecimento, essencial no setor dos transportes.

QUADRO 5

Estimativa do contributo total de cada tecnologia baseada em FER para alcançar os objetivos obrigatórios de 2020 e trajetória indicativa das quotas de provenientes de FER no setor dos transportes em 2010-2020 (ktep)(13)

([ver documento original](https://files.diariodarepublica.pt/1s/2013/04/07000/0202202091.pdf))

A meta do setor dos transportes será cumprida em 2020, em termos reais, com 4,5% de biocombustíveis substitutos da gasolina, 87% de biocombustíveis substitutos do gasóleo e 8,5% de eletricidade de origem renovável.

FIGURA 12

Estimativa da evolução da contribuição das diferentes FER no setor dos Transportes (ktep)

([ver documento original](https://files.diariodarepublica.pt/1s/2013/04/07000/0202202091.pdf))

FIGURA 13

Evolução da estimativa da contribuição das diferentes fontes de energia no setor dos transportes

([ver documento original](https://files.diariodarepublica.pt/1s/2013/04/07000/0202202091.pdf))

3.3.1 Mobilidade Elétrica

Face ao grande peso dos produtos derivados do petróleo no setor dos transportes e à dificuldade de encontrar soluções de diversificação energética neste setor, Portugal tomou a decisão de apostar na mobilidade elétrica, através do programa Mobi.E, aprovado pelo Decreto-Lei n.º 39/2010, de 26 de abril, na atual redação dada pelo Decreto-Lei n.º 170/2012, de 1 de agosto, cujo conceito tem potencial para ser exportado para outros países. Este programa visa a utilização crescente do transporte elétrico, sobretudo nos grandes centros urbanos, com o duplo objetivo de promover um modo de transporte mais eficiente e de contribuir para a melhoria da qualidade do ar, através da implementação de uma rede nacional de infraestruturas de carregamento de baterias e de diversas iniciativas que promovam a mobilidade elétrica no âmbito dos Planos Municipais de Mobilidade Elétrica aprovados.

A primeira fase de implementação do Mobi.E, que corresponde à fase piloto do programa, caracterizou-se pelo desenvolvimento da rede de carregamento lento em 25 municípios e por soluções de carregamento rápido nas principais vias de ligação entre municípios. No entanto, por razões diversas, o modelo atual não se mostrou sustentável para os operadores que se posicionaram neste mercado. Em consequência, está a ser reequacionado o modelo do projeto Mobi.E que passará pela reformulação do modelo de negócio, de forma a sustentar os investimentos já realizados de acordo com a evolução da procura e benefício económico associado. A relocalização de postos de carregamento do projeto-piloto em zonas de maior procura, como por exemplo zonas turísticas, poderá ser uma dessas soluções, privilegiando zonas cobertas e vigiadas. Pretende-se que este novo modelo do projeto Mobi.E possa ser desenvolvido no âmbito de uma estratégia mais abrangente de Mobilidade Inteligente, abrangente e inclusiva.

Relativamente ao parque de veículos elétricos em Portugal, estima-se que cresça com uma tcma de 44% entre 2011 e 2020, totalizando 33.663 veículos elétricos, no qual se incluem veículos ligeiros de passageiros, veículos de mercadorias, autocarros e motociclos, como mostra a figura seguinte.

FIGURA 14

Evolução do parque de veículos elétricos em Portugal

([ver documento original](https://files.diariodarepublica.pt/1s/2013/04/07000/0202202091.pdf))

FIGURA 15

Evolução do consumo de Eletricidade no transporte rodoviário (MWh)

([ver documento original](https://files.diariodarepublica.pt/1s/2013/04/07000/0202202091.pdf))

3.3.2 Biocombustíveis

Os biocombustíveis constituem atualmente a solução mais acessível para a efetiva introdução de FER nos transportes. Tal decorre do facto de poderem ser imediatamente utilizados nos veículos que se encontram em circulação, o que os torna uma escolha adequada para o cumprimento da meta comunitária no setor dos transportes. Em 2011, o consumo de biocombustível substituto do gasóleo (biodiesel) situou-se nos 307 ktep, correspondente a 7%, em volume, de todo o gasóleo consumido no transporte rodoviário.

Considerando que, no setor dos transportes, o perfil de consumo de combustíveis em Portugal privilegia claramente o gasóleo, Portugal fundamenta a sua aposta nos biocombustíveis na produção de substitutos de gasóleo. Com a entrada em funcionamento da nova unidade de refinação de Sines, e o consequente aumento da produção de gasóleo, abrem-se perspetivas à substituição da gasolina por biocombustíveis. Efetivamente, estão a ser equacionadas formas de promover a introdução dos biocombustíveis substitutos da gasolina, nomeadamente, o bioetanol, para os quais se estima, a partir de 2015, a sua introdução no mercado numa escala razoável que possa já contribuir para a quota das renováveis no setor dos transportes.

FIGURA 16

Evolução da capacidade de produção de biodiesel em Portugal (ton/ano)

([ver documento original](https://files.diariodarepublica.pt/1s/2013/04/07000/0202202091.pdf))

Fonte: DGEG

Existe atualmente uma obrigatoriedade de incorporação de 6,75% (v/v) de FAME (fatty acid methyl ester) no gasóleo rodoviário. Porém, apesar de a quantidade máxima de incorporação de biodiesel no gasóleo rodoviário se encontrar limitada à quantidade prevista pela norma EN 590, é possível a comercialização de misturas mais ricas em biocombustíveis, nomeadamente B10, com 8 a 10% de FAME, B15, com 13 a 15%, e B20, com 18 a 20%, desde que o respetivo equipamento de abastecimento se encontre devidamente rotulado.

TABELA 75

Percentagens de incorporação de biocombustíveis

([ver documento original](https://files.diariodarepublica.pt/1s/2013/04/07000/0202202091.pdf))

Assim, a obrigação de incorporação de biodiesel no gasóleo rodoviário e a regulamentação da venda de misturas mais ricas em teor de biocombustível até 20 % (v/v), visa impulsionar o desenvolvimento da fileira dos biocombustíveis em Portugal e o cumprimento das metas de introdução deste tipo de combustíveis no consumo nacional.

Importa ter presente que, para que possam ser contabilizados para os objetivos de incorporação referidos, os biocombustíveis utilizados na UE devem cumprir critérios de sustentabilidade (cfr. artigo 17.º da Diretiva Energias Renováveis). Na prática, isto significa que:

ii) De terrenos com elevado teor de carbono;

iii) De terrenos que tenham o estatuto de zona húmida, salvo se o cultivo e a colheita não implicar a drenagem de solo anteriormente não drenado.

Assim, para efeitos deste Plano considerou-se que todo o biocombustível incorporado cumpre os critérios de sustentabilidade acima referenciadas.

3.3.3 Outros Combustíveis Renováveis

3.3.3.1 Biometano

Portugal tem um potencial de aproveitamento de biogás que no passado foi quase exclusivamente dirigido para a produção de energia elétrica em centrais localizadas essencialmente junto a ETAR, aterros sanitários, centros de valorização de resíduos orgânicos (CVO), explorações agropecuárias e indústrias agroalimentares. Como foi já anteriormente referido, a transformação do biogás em biometano e a sua posterior injeção na rede de GN, assegurados que sejam os requisitos técnicos, de qualidade e de segurança, permitirá acrescentar versatilidade ao aproveitamento desta FER, estendendo a sua utilização a usos térmicos, quer no setor industrial, quer no setor doméstico e dos serviços, abrindo, ainda, a possibilidade da sua utilização no abastecimento de veículos a GN (GN veicular) em postos de enchimento dedicados.

Esta solução implica algum efeito de escala, obrigando a concentrar o tratamento de efluentes ou a criar redes de recolha dos mesmos, com o objetivo de reduzir os custos de produção e exploração. Por outro lado, exige também a proximidade às infraestruturas do SNGN. Em alternativa, podem ser implementadas soluções de liquefação para transporte do biometano sob a forma líquida.

As soluções isoladas ou com menor dimensão podem ainda ser pensadas para a produção de biometano para abastecer diretamente frotas de veículos em estações de enchimento situadas junto dos locais de produção.

3.3.3.2 Hidrogénio

Sendo um vetor energético, o hidrogénio tem uma multiplicidade de aplicações potenciais, que vão desde a produção de energia elétrica à combustão direta, passando pela utilização em soluções tecnológicas aplicadas ao setor dos transportes, nomeadamente as pilhas de combustível.

Em articulação com as instituições do sistema tecnológico e científico nacional, nomeadamente os laboratórios nacionais e as universidades, e a associação de promoção de utilização de hidrogénio, encontra-se em elaboração o "Roteiro do Hidrogénio", cujo objetivo consiste em identificar o potencial deste vetor e as melhores soluções para o seu aproveitamento.

4.1 Estimativas de Evolução

Portugal tem registado uma evolução favorável no que respeita à meta de incorporação de FER no consumo final bruto de energia desde 2005 (ano base) até ao momento. No período compreendido entre 2005 e 2010, a monitorização efetuada permitiu verificar que, em 2010, a quota global de FER alcançou 24,6% do consumo final bruto de energia, o que representa uma evolução de 5 pontos percentuais face a 2005. De notar que o valor da meta global permaneceu inalterado entre 2009 e 2010, devido ao apuramento do valor real do consumo de biomassa no setor doméstico através do ICESD realizado em 2010 pela DGEG em parceria com o INE, I.P., que permitiu atualizar os dados relativos à utilização da biomassa neste setor, os quais reportavam a 1996. Esta atualização obrigou a uma correção das estimativas relativas à biomassa reportadas no balanço energético de 2010 em -35%.

QUADRO 6

Objetivo global nacional para a quota de energia proveniente de fontes renováveis no consumo final bruto de energia em 2005 e 2020

([ver documento original](https://files.diariodarepublica.pt/1s/2013/04/07000/0202202091.pdf))

FIGURA 17

Evolução verificada da quota global de FER no consumo final bruto de energia em Portugal

([ver documento original](https://files.diariodarepublica.pt/1s/2013/04/07000/0202202091.pdf))

Para o horizonte 2013-2020, é expectável que se continue a verificar uma evolução favorável da meta global de utilização de FER, com vista ao cumprimento da meta estipulada para 2020, dado o abrandamento da procura de energia aliado a uma aposta séria e contínua na promoção das energias renováveis nos diversos setores. A figura seguinte mostra a evolução da meta global prevista até 2020 no Cenário de Referência.

FIGURA 18

Evolução da estimativa de energia proveniente de fontes renováveis no consumo bruto de energia final (cenário de Referência)

([ver documento original](https://files.diariodarepublica.pt/1s/2013/04/07000/0202202091.pdf))

O Cenário de Eficiência Energética Adicional, que tem em conta os efeitos do PNAEE 2016, apresenta a seguinte evolução da meta global de incorporação de FER no consumo final bruto de energia prevista até 2020:

FIGURA 19

Evolução da estimativa de energia proveniente de fontes renováveis no consumo bruto de energia final (cenário de Eficiência Energética Adicional)

([ver documento original](https://files.diariodarepublica.pt/1s/2013/04/07000/0202202091.pdf))

Em ambos os cenários, Portugal cumpre a meta global de FER antes de 2020: no Cenário de Referência, em 2017 e no Cenário de Eficiência Energética Adicional, em 2015.

A margem apurada face à meta de 31,0% assumida para 2020, que varia entre 0,7% e 3,5%, deve ser entendida como uma margem de segurança para Portugal garantir o cumprimento da meta e não como margem disponível para ser negociada através dos mecanismos de cooperação previstos na Diretiva Energias Renováveis, a qual prevê a possibilidade de transferências estatísticas de uma quantidade específica de energia proveniente de FER.Com efeito, as incertezas quanto ao momento da recuperação económica, que induzirá um aumento da procura de energia, levam a considerar importante que Portugal disponha de margem de manobra para cumprir em tempo os objetivos da Diretiva Energias Renováveis sem necessidade de esforços adicionais que obriguem a custos extra para a economia, empresas e famílias.

4.2 Trajetórias e Objetivos Setoriais

Em 2010, Portugal registou no setor dos Transportes uma contribuição de FER de 5,5%.Na eletricidade essa contribuição foi de 41,1%, enquanto no aquecimento e arrefecimento foi de 34,5%. De realçar também a evolução positiva destas trajetórias setoriais entre 2005 e 2010, em especial no setor dos Transportes, que alcançou metade da meta estipulada para 2020 em apenas cinco anos.

FIGURA 20

Evolução verificada das trajetórias e objetivos setoriais em Portugal

([ver documento original](https://files.diariodarepublica.pt/1s/2013/04/07000/0202202091.pdf))

Na figura seguinte está representada a evolução da contribuição das FER nos vários setores considerados pela Diretiva Energias Renováveis para o período 2010-2020, no Cenário de Referência:

FIGURA 21

Evolução da estimativa da trajetória da energia proveniente de FER nos setores do aquecimento e arrefecimento, eletricidade e transportes (Cenário de Referência)

([ver documento original](https://files.diariodarepublica.pt/1s/2013/04/07000/0202202091.pdf))

No Cenário de Eficiência Energética Adicional, a evolução prevista da contribuição das FER nos vários setores para o período 2010-2020 é a seguinte:

FIGURA 22

Evolução da estimativa da trajetória da energia proveniente de FER nos setores do aquecimento e arrefecimento, eletricidade e transportes (Cenário de Eficiência Energética Adicional).

([ver documento original](https://files.diariodarepublica.pt/1s/2013/04/07000/0202202091.pdf))

Para 2020 estima-se que a contribuição das FER no setor do aquecimento e arrefecimento se situe entre 33,6% e 35,9%, entre 49,6% e 59,6% no setor da eletricidade e entre 11,1% e 11,3% no setor dos transportes, consoante seja considerado o Cenário de Referência ou Cenário de Eficiência Energética Adicional.

À semelhança do que foi referido anteriormente acerca da margem positiva prevista para a meta global de FER, o mesmo se aplica à meta dos Transportes. As previsões apontam para que a meta dos 10,0% de FER nos Transportes possa ser alcançada em 2017 ou 2018, conforme seja considerado o Cenário de Eficiência Energética Adicional ou Cenário de Referência respetivamente, podendo a folga variar entre 1,1% e 1,3 % em 2020.

Os valores apresentados nas tabelas seguintes referem-se ao Cenário de Eficiência Energética Adicional.

QUADRO 7

Objetivo nacional para 2020 e estimativa da trajetória da energia proveniente de fontes renováveis nos setores do aquecimento e arrefecimento, eletricidade e transportes

([ver documento original](https://files.diariodarepublica.pt/1s/2013/04/07000/0202202091.pdf))

QUADRO 8

Quadro de cálculo da contribuição das FER em cada setor para o consumo de energia final (ktep)

([ver documento original](https://files.diariodarepublica.pt/1s/2013/04/07000/0202202091.pdf))

QUADRO 9

Quadro de cálculo das energias renováveis na quota dos transportes (ktep)

([ver documento original](https://files.diariodarepublica.pt/1s/2013/04/07000/0202202091.pdf))

Tal como já referido a respeito do PNAEE 2016, o novo contexto macroeconómico resulta em novos desafios para o desenvolvimento de projetos na área da oferta de energia. Em consequência, o PNAER 2020 adequa os mecanismos de promoção da utilização de FER aos instrumentos disponíveis, numa lógica de estrita necessidade de cumprimento das metas.

Existem vários mecanismos possíveis de suporte ao desenvolvimento de FER nos diferentes eixos de atuação - Eletricidade, Aquecimento e Arrefecimento e Transportes -, sendo os mecanismos diretos os mais relevantes, sobretudo no equilíbrio entre tarifas (e.g. subsidiação à produção de eletricidade) e incentivos (e.g. subsídios ao investimento, incentivos fiscais e empréstimos a juros bonificados).

Para além destes mecanismos o PNAER 2020 poderá igualmente ser apoiado através de instrumentos financeiros suportados em fundos que disponibilizam verbas para projetos relacionados FER, tais como FAI, o FPC e o QREN (no âmbito dos Programas Operacionais Regionais e do COMPETE - Fatores de Competitividade).

5.1 No Setor da Eletricidade

O Decreto-Lei n.º 215-B/2012, de 8 de outubro, veio prever que a atividade de produção de eletricidade em regime especial possa ser exercida ao abrigo de um dos seguintes regimes remuneratórios:

Para as unidades de produção licenciadas anteriormente à entrada em vigor do Decreto-Lei n.º 215-B/2012, de 8 de outubro, continua a aplicar-se tendencialmente o regime do Decreto-Lei n.º 312/2001, de 10 de dezembro.

O regime jurídico aplicável à produção de eletricidade, a partir de recursos renováveis, por intermédio de unidades de miniprodução, aprovado pelo Decreto-Lei n.º 34/2011, de 8 de março, alterado pelo Decreto-Lei n.º 25/2013, de 19 de fevereiro, e o regime jurídico aplicável à produção de eletricidade, a partir de recursos renováveis, por intermédio de unidades de microprodução, aprovado pelo Decreto-Lei n.º 363/2007, de 2 de novembro, alterado pela Lei n.º 67-A/2007, de 31 de dezembro, pelo Decreto-Lei n.º 118-A/2010, de 25 de outubro, e pelo Decreto-Lei n.º 25/2013, de 19 de fevereiro, preveem, além de um regime geral, um regime remuneratório bonificado baseado numa tarifa de referência predefinida e sujeita à aplicação de uma percentagem de redução anual também prefixada.

A recente alteração introduzida pelo Decreto-Lei n.º 25/2013, de 19 de fevereiro, no regime jurídico da miniprodução, bem como no da microprodução, veio, no que diz respeito ao regime remuneratório geral, proceder à clarificação das soluções transitoriamente aplicáveis à microprodução e à miniprodução, estabelecendo que a eletricidade produzida deve ser adquirida, no caso da microprodução, pelo custo da energia do tarifário aplicável em 2012, atualizado anualmente de acordo com a taxa de inflação, e, no caso da miniprodução, pelo preço médio mensal do Operador de Mercado Ibérico de Eletricidade, para o polo português.

Por outro lado, o Decreto-Lei n.º 141/2010, de 31 de dezembro, alterado pelo Decreto-Lei n.º 39/2013, de 18 de março, consagra um modelo de emissão de garantias de origem segundo o qual os produtores de eletricidade ou de energia para aquecimento ou arrefecimento a partir de FER que tenham capacidade instalada superior a 5 MW devem solicitar à entidade emissora de garantias de origem (EEGO) a emissão de garantias de origem referentes à energia por si produzida.

A garantia de origem destina-se a comprovar ao cliente final a quota ou quantidade de energia proveniente de FER presente no cabaz energético de um determinado comercializador, podendo ser transacionada pelo respetivo titular, designadamente no âmbito da União Europeia, com autonomia da energia que lhe deu origem, desde que o respetivo produtor não beneficie de um regime de apoio.

No caso de os produtores beneficiarem de um regime de apoio, a venda ao CUR da energia produzida envolve a entrega simultânea das respetivas garantias de origem, que serão transacionadas pelo CUR para efeitos de dedução aos sobrecustos com a aquisição de energia elétrica aos produtores de eletricidade a partir de FER.

5.2 No Apoio à Cogeração

No âmbito dos regimes de apoio à cogeração com base em FER, o Decreto-Lei n.º 23/2010, de 25 de março, estabelece duas modalidades de regime remuneratório:

5.3 No Setor do Aquecimento e Arrefecimento

O programa de microprodução (Decreto-lei n.º 363/2007, de 2 de novembro, na redação dada pelo Decreto-Lei n.º 25/2013, de 19 de fevereiro), exige a instalação de painéis solares térmicos para se aceder à tarifa bonificada para a produção de eletricidade.

Os edifícios que utilizem energias renováveis para climatização ou para aquecimento de AQS, quer se tratem de edifícios novos ou grandes remodelações, são beneficiados em termos de classificação da classe energética, no âmbito do SCE. Esta utilização é obrigatória sempre que se encontrem reunidas as condições técnicas para a sua instalação, incentivando desta forma a utilização de fontes de energia renovável para fins térmicos nos edifícios.

No que diz respeito à indústria e às grandes instalações consumidoras de energia, o SGCIE, prevê benefícios em termos de desempenho energético pela utilização de energias renováveis para fins térmicos, constituindo assim um incentivo à utilização de energias renováveis nestas instalações.

5.4 No Setor dos Transportes

O mecanismo de apoio aos biocombustíveis, estabelecido no Decreto-Lei n.º 117/2010, de 25 de outubro, funciona da seguinte forma:

É fixada uma meta de incorporação de biocombustíveis para cada um dos anos, a que as entidades que introduzem combustíveis no consumo (incorporadores) estão obrigadas. Estas metas são, em teor energético:

5,0% para 2011 e 2012;

5,5% para 2013 e 2014;

7,5% para 2015 e 2016;

9,0% para 2017 e 2018;

10,0% para 2019 e 2020.

A partir de 2015 existirá igualmente uma meta específica de 2,5%, em teor energético, para a incorporação de biocombustíveis substitutos da gasolina.

Com vista a comprovar o cumprimento da meta, os incorporadores terão de apresentar anualmente à DGEG um número suficiente de títulos de incorporação de biocombustíveis (TdB) para cancelamento.

Um TdB corresponde a 1 tep de biocombustíveis introduzidos no consumo. Para que os biocombustíveis sejam elegíveis à emissão de TdB terão de cumprir os critérios de sustentabilidade.

As matérias-primas referidas no n.º 2 do artigo 21.º da Diretiva Energias Renováveis, para efeitos de emissão de TdB são bonificadas pelo dobro, isto é, 1 tep de biocombustível proveniente destas matérias-primas tem direito à emissão de 2 TdB.

No que respeita aos Pequenos Produtores Dedicados (PPD), a Portaria n.º 320-E/2011, de 30 de dezembro, que regulamenta o n.º 4 do artigo 90.º do CIEC, prevê os termos em que os PPD continuam a beneficiar de isenção de ISP, devendo os biocombustíveis por eles produzidos cumprir os critérios de sustentabilidade, mas sem direito à emissão de TdB.

A aposta nacional nas energias renováveis tem-se revelado positiva, o que pode ser avaliado pelos impactos já registados na economia portuguesa nos últimos anos. A natureza descentralizada das energias renováveis permite uma distribuição territorial mais equilibrada dos investimentos, contribuindo para um maior desenvolvimento regional e local.

Em termos de emprego gerado no setor, estima-se que o cumprimento das metas previstas no presente Plano permita criar aproximadamente 70 mil novos postos de trabalho, diretos e indiretos, tendo em conta que atualmente o setor das FER já emprega cerca de 29 mil pessoas (incluindo a eletricidade, aquecimento e arrefecimento e transportes).

O impacto na balança energética poderá significar uma poupança na ordem dos 2.657 milhões de euros (Brent = 112 $/barril; Gás Natural = 11 $/Mbtu), o que equivale a uma redução nas importações de produtos energéticos de 3.018 milhões de m3 de gás natural no setor elétrico e 17 milhões de barris de petróleo, fora do setor elétrico (transportes, aquecimento e arrefecimento). Este esforço global de investimento nas energias renováveis e eficiência energética permitirá reduzir a dependência energética dos atuais 79% para valores próximos dos 74% em 2020.

Relativamente às emissões de CO(índice 2), o cumprimento do PNAER 2020 permitirá obter uma redução estimada de 28,6 Mton no horizonte de 2020, o que corresponde a um valor equivalente a 286 milhões de euros (CO(índice 2) = 10 (euro)/ton). O cálculo das reduções de emissões de gases com efeito de estufa associadas ao do PNAER será futuramente avaliado no âmbito do PNAC 2020.

QUADRO 10

Estimativa dos custos e benefícios das medidas de apoio da política de energias renováveis (2010-2020)

([ver documento original](https://files.diariodarepublica.pt/1s/2013/04/07000/0202202091.pdf))

As metas do PNAER 2020 devem ser monitorizadas anualmente, sendo 2014 um ano chave na definição da estratégia para o segundo quinquénio (2015-2010). Por um lado, 2014 é também um ano em que já será possível aferir sobre a curva de consumo de energia estimada, o nível de execução do PNBEPH e da carteira PRE, o impacto das medidas revistas do PNAEE e o impacto das medidas e da renegociação da meta nos Transportes. Este será ainda um período de tempo suficiente para identificar medidas adicionais de eficiência energética, lançar novos processos de atribuição de potência FER no setor elétrico e regular a incorporação de biocombustíveis de gerações avançadas.

A linha de ação futura a definir irá, então, depender do desvio verificado em 2014 de cada uma das variáveis relevantes (sendo que a do consumo de energia primária e final será particularmente relevante no cálculo das necessidades de incorporação FER).

Assim:

PARTE III — Lista de abreviaturas

A&A - Aquecimento e/ou arrefecimento

ADUP - Associações Desportivas de Utilidade Pública

AQS - Águas Quentes Sanitárias

ARCE - Acordo de Racionalização dos Consumos de Energia

CFL - Lâmpadas Fluorescentes Compactas

CIEC - Código dos Impostos Especiais de Consumo

CSP - Concentrated solar power

CUR - Comercializador de Último Recurso

CVO - Centros de Valorização de resíduos Orgânicos

CPV - Concentrated photovoltaics

DCR - Declaração de Conformidade Regulamentar

DGEG - Direção-Geral de Energia e Geologia

ECO.AP - Programa de Eficiência Energética na Administração Pública

EEGO - Entidade Emissora de Garantias de Origem

EGS - Enhanced Geothermal Systems

ERSE - Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos

EPC - Energy Performance Contract

ESE - Empresas de Serviços Energéticos

ESPAP, I. P. - Entidade de Serviços Partilhados da Administração Pública, I. P.

ETAR - Estações de Tratamento de Águas Residuais

FAI - Fundo de Apoio à Inovação

FAME - Fatty Acid Methyl Ester

FEE - Fundo de Eficiência Energética

FER - Fontes de Energia Renovável

FPC - Fundo Português de Carbono

GDA - Graus-Dia de Aquecimento

GN - Gás Natural

I&D - Investigação e Desenvolvimento

I&DT - Investigação e Desenvolvimento Tecnológico

ICESD - Inquérito ao Consumo de Energia no Setor Doméstico

IMTT, I.P - Instituto da Mobilidade e dos Transportes Terrestres, I.P.

INE, I.P. - Instituto Nacional de Estatística, I.P.

IP - Iluminação Pública

IPO - Inspeção Periódica Obrigatória

IPSS - Instituições Particulares de Solidariedade Social

ISV - Imposto Sobre Veículos

IUC - Imposto Único de Circulação

IVA - Imposto sobre o Valor Acrescentado

JESSICA - Joint European Support for Sustainable Investment in City Areas

LEAP - Long Range Energy Alternatives Planning System

LED - Díodo Emissor de Luz

PIB - Produto Interno Bruto

PNAC - Programa Nacional para as Alterações Climáticas

PNAEE - Plano Nacional de Ação para a Eficiência Energética

PNAER - Plano Nacional de Ação para as Energias Renováveis

PNALE - Plano Nacional de Atribuição de Licenças de Emissão

PNBEPH - Programa Nacional de Barragens de Elevado Potencial Hidroelétrico

PPEC - Plano de Promoção da Eficiência no Consumo de Energia Elétrica

PREN - Planos de Racionalização dos Consumos de Energia

QREN - Quadro de Referência Estratégico Nacional

RCCTE - Regulamento das Características de Comportamento Térmico dos Edifícios

RGCE - Regulamento de Gestão do Consumo de Energia

RR - Resistência ao Rolamento

RSECE - Regulamento dos Sistemas Energéticos de Climatização em Edifícios

SCE - Sistema Nacional de Certificação Energética e da Qualidade do Ar Interior nos Edifícios

SGCIE - Sistema de Gestão de Consumos Intensivos de Energia

TdB - Títulos de incorporação de Biocombustíveis

tep - Tonelada Equivalente de Petróleo

TPF - Transporte Público Flexível

UE - União Europeia